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今年五一期間山東電力市場出現(xiàn)的長時間負電價，引起行業(yè)的廣泛熱議甚至是恐慌，很多權威專家對負電價的成因及影響進行了深入分析。筆者認為負電價的出現(xiàn)恰恰說明了現(xiàn)貨市場建設的重要意義，負電價是一面鏡子，既照出了我國能源發(fā)展結構的一些問題，也對新能源發(fā)電、調峰輔助服務等商品的價值進行了重估。

一、“負電價”是現(xiàn)貨市場起作用的表現(xiàn)

1.現(xiàn)貨市場并未失靈

受慣性思維的影響，電力市場中無論出現(xiàn)極端高電價或是低電價，都會引起社會對邊際電價出清的現(xiàn)貨市場模式的質疑。極端高電價掀起了年初歐盟公眾對改革短期電力市場的呼聲，而極端低電價引發(fā)了我國各界對山東負電價的廣泛關注。

通過嚴謹的討論，歐盟ACER（能源監(jiān)管機構合作署）認為現(xiàn)貨市場并未在電力短缺中失靈，高電價恰是現(xiàn)貨市場發(fā)揮作用的體現(xiàn)，它有效抑制了能源短缺的擴散。同樣，山東的負電價也體現(xiàn)了現(xiàn)貨市場建設的有效性，它真實地反映了供過于求以及補貼疊加影響下的電能量的時間價值，對促進用電側更多消納新能源提供了價格信號。當然筆者不是認為負電價是一種好的現(xiàn)象，而是它對時段供需失衡的反映，比傳統(tǒng)機制更好地發(fā)現(xiàn)了能源結構和市場改革中存在的一些問題。

2.負電價影響幾何？

其實，負電價并不是新鮮事物，根據蘭木達發(fā)布的《電力現(xiàn)貨價格年度分析報告（2022年）》，2022年度第一批現(xiàn)貨市場試點各省均出現(xiàn)了負電價或零電價的情況，比較嚴重的山東負電價年持續(xù)時長超過700小時，而新能源比例更高的山西零電價持續(xù)時長更是達到了1000小時。此次山東負電價引起輿論的廣泛關注，原因在于持續(xù)時間較長（日前市場持續(xù)超過16小時，實時市場超過21小時）。

負電價形成的原因無需贅言，一則因為節(jié)假日帶來的電力需求快速下降，而新能源出力又處于高位，使電力出現(xiàn)嚴重的供過于求；二則新能源發(fā)電存在補貼或綠證等場外收益，使新能源通過報負電價獲得發(fā)電優(yōu)先權；三則現(xiàn)貨市場對短期供需具有靈敏性，特別是實時市場基于偏差電量的交易，更容易出現(xiàn)極端電價的情況。

但是由于我國對中長期交易的高比例要求，以及對中長期上下浮動不能超過20%的限制，實際上鎖定了電力的平均價格，通過中長期合約的差價結算對沖了現(xiàn)貨市場“負電價”的影響。筆者認為“負電價”產生的更大意義是，它映射出了隱藏在整個能源結構與機制的冰山下的一些問題。

二、“負電價”揭露的幾個價值真相

“負電價”是一面鏡子，對于重新評估電力商品的價值起到了重要的作用。筆者認為至少以下幾個方面存在價值高估或低估的問題：

1.分布式光伏價值高估與快速調整風險

2022年，山東電源結構中仍以火電為主，占比為62%，而新能源裝機占比不到40%（風電占比約12.1%，光伏占比約22.5%），就已經導致了較為嚴重的負電價問題。未來電力系統(tǒng)中，新能源不但作為裝機主體，也要成為電量主體，那么帶來的現(xiàn)貨市場價格問題將讓人細思極恐。

而飛速增長的分布式光伏對負電價起到了推波助瀾的作用。山東大約6500萬新能源裝機中，分布式光伏高達3100萬，接近新能源的50%。由于分布式光伏抵消的是凈負荷，對于現(xiàn)貨市場價格影響的靈敏度可能高于參與競價的集中式光伏。隨著山東分布式光伏的急劇發(fā)展，類似加州的“鴨形曲線”向“峽谷曲線”蛻變的問題正在發(fā)生（圖1），直接加劇了白天現(xiàn)貨市場上供過于求的問題。

而在當前零售市場仍按峰谷曲線進行價格劃分，分布式光伏靠“自發(fā)自用”的模式獲利，享受的是峰谷電價以及免繳輸配電價的紅利。分布式光伏按用戶側電價結算，通過抵消批發(fā)市場上凈負荷的作用，實際上將價格的風險擠到了批發(fā)側的新能源難兄難弟身上，造成了集中式與分布式新能源之間的不公平，也使分布式光伏價值被高估。

盡管不參與批發(fā)市場，但在光伏大發(fā)階段產生的“價格踩踏”中，分布式光伏恐怕也不能獨善其身。為了通過現(xiàn)貨市場價格有效調節(jié)供需，現(xiàn)貨市場價格向用戶側有效傳導勢在必行，分布式光伏靠用戶側峰谷電價躺贏無法持續(xù)。當前，山東等省已經在根據現(xiàn)貨市場價格情況，逐步修正峰谷價格對應時段，根據最新發(fā)布的2023年6月份新版代理購電價格表中，光伏發(fā)電功率較大的10：00-16：00時段，基本上已調整為低谷甚至是深谷時段，根據規(guī)則，谷段的代理購電價格部分按30%計算，深谷更是僅按10%計算，分布式光伏的價值大幅降低。而2022年12月代理購售電價格表中，光伏發(fā)電時段基本上是高峰或者平段，相較而言新版代理購售電價格使分布式光伏收益快速下降。隨著省級現(xiàn)貨市場的推進，各省調整峰谷時段或者直接推進零售側參照現(xiàn)貨市場價格結算將穩(wěn)步推進，分布式光伏的價值快速下降風險需要投資人格外關注。

同時，對于分布式光伏免于繳納輸配電價的政策似乎也在收緊。第三周期輸配電價改革中，大部分省級電網中，單一制價格普遍進行了上調，而山東、江蘇、福建、天津等地出現(xiàn)單一制上漲而兩部制下降的情況，筆者認為部分原因是工商業(yè)用戶分布式光伏的發(fā)展帶來承擔單一制輸配電價的基數電量下降使輸配電價上升。由于單一制電價的上升，可能促使更多用戶轉向兩部制，兩部制下分布式免于繳納輸配電價的紅利將降低。

2.高估的調峰輔助服務帶來“隱性負電價”

新能源發(fā)展帶來的首要問題是調峰壓力，在沒有現(xiàn)貨市場或現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行的省份，調峰輔助服務市場（或固定補償方式）是解決調峰問題的重要手段。筆者認為調峰市場類似發(fā)電權交易，如果是自由的買賣雙邊均參與的市場，只有在雙方都有利可圖的情況下才能成交。對于新能源發(fā)電企業(yè)而言只有在新能源發(fā)電收益大于需要付出的調峰成本時，才會去主動購買調峰服務，否作新能源將選擇“棄風棄光”。

但是當前將消納問題作為行政目標，扭曲了調峰市場的價格，也就產生了“隱性負電價”的問題。由于調峰輔助服務市場由電網企業(yè)代理采購，參與方為火電、儲能等可調節(jié)電源，而新能源為調峰成本的被動分攤方，對調峰市場啟動時段和價格并不知情。當調峰服務價格設置過高，如新疆的0.55元/kWh，按照費用分攤規(guī)則，火電廠進入深調時段，主要是新能源發(fā)電計入分攤基數，而此時的調峰輔助服務成本費用也較高，大幅增加了此時發(fā)電的新能源場站分攤費用，分攤費用甚至可能高于其發(fā)電收入，從而使新能源產生“隱性負電價”。

“隱性負電價”比現(xiàn)貨市場的負電價危害更大，因為它是在調峰市場不透明、不對等的情況下，帶來的新能源的被動損失，新能源甚至沒有信息來防止該損失。據了解河南等省份，僅調峰輔助服務一項，新能源場站的分攤費用就占到了月度收入的10%左右，部分新能源場站分攤費用甚至超過20%，很難排除某些日子出現(xiàn)“隱性負電價”的可能性。

通過現(xiàn)貨市場建設，能將調峰的價值顯性化，所有主體對等參與現(xiàn)貨市場時，新能源能主動進行報價管理，負電價也僅在存在新能源補貼的時候發(fā)生，避免真正“付費”發(fā)電的情況發(fā)生，對于優(yōu)化發(fā)電資源配置也作用明顯。

3.機械儲能優(yōu)勢可能凸顯

在沒有新的支持政策出臺的情況下，儲能參與現(xiàn)貨市場是重要的收入來源，其盈利本質是價格套利。“負電價”和“零電價”的頻繁出現(xiàn)表明充電價格可能足夠低，對儲能發(fā)展構成利好，但對效率方面處于劣勢的機械式儲能利好更加明顯一些。

在峰谷套利收益模型中，新型儲能放出一度電的收益為：發(fā)電價格-充電價格/轉換效率，如果充電價格不太低的情況下，轉換效率對收益的影響較大，所以效率更高的鋰電更有優(yōu)勢；但在充電價格非常低的情況下，充電成本基本可忽略，所以轉換效率的一定差異將不是決定性因素，而放電側的單位成本以及容量衰減將影響更大。

盡管現(xiàn)階段磷酸鐵鋰儲能價格優(yōu)勢明顯，但將單位價格折算到充電側，再考慮容量逐年衰減后，在大容量儲能應用場景中，以壓縮空氣為代表的新的機械儲能的成本優(yōu)勢將體現(xiàn)，加上壓縮空氣儲能可以做到更高的安全性，也能為電力系統(tǒng)提供慣量支持和穩(wěn)定支撐，或許能帶來新型儲能新的技術革新。

三、小結

負電價并不可怕，可怕的是沒有發(fā)現(xiàn)和矯正問題的機制。負電價折射出了新型電力系統(tǒng)建設過程中的技術和機制問題，也成為評估各類商品價值的重要參照。持之以恒推進電力市場建設，只有形成透明的市場規(guī)則和合理的價格信號，才能促進各主體做理性的參與者。

對各市場主體而言，現(xiàn)貨市場的建設已經在不斷打破傳統(tǒng)的價格思維，各類主體的真實價值慢慢浮出水面。電力市場的推進，整體的風險在加強，以動態(tài)的視角、全局的眼光觀察市場的變化，不斷加強風險防控能力，才能在與各類主體的博弈中立于不敗之地。

原標題：“負電價”是現(xiàn)貨市場起作用的表現(xiàn)