多地出現“負電價(jià)”，既然賣(mài)電“不掙錢(qián)”，為何電廠(chǎng)不愿停機？
烏東德、負電價(jià)白鶴灘、多地溪洛渡、出現廠(chǎng)向家壩、既然機三峽、賣(mài)電葛洲壩6座梯級水電站沿長(cháng)江干流自上而下排列構成了世界最大清潔能源走廊，不掙圖為三峽大壩和外送輸電線(xiàn)路 新華社發(fā)（鄭家裕攝）
不少人好奇，何電負電價(jià)的愿停數值究竟是如何確定的？
首先要了解，電力市場(chǎng)出清就是負電價(jià)根據市場(chǎng)規則和所有買(mǎi)家及賣(mài)家的報價(jià)，最終確定“誰(shuí)發(fā)電、多地發(fā)多少、出現廠(chǎng)誰(shuí)用電、既然機用多少、賣(mài)電按什么價(jià)格結算”的不掙過(guò)程。
某發(fā)電企業(yè)中層人士向每經(jīng)記者進(jìn)一步解釋?zhuān)坞娙裟程炷硞€(gè)時(shí)間點(diǎn)，某電力現貨市場(chǎng)需要100萬(wàn)度的電力，所有發(fā)電廠(chǎng)商和用戶(hù)都在同一平臺報價(jià)，市場(chǎng)組織者收集全網(wǎng)的發(fā)電資源和用電需求，發(fā)電企業(yè)報的是自己愿意賣(mài)出的電量和價(jià)格，用電方報的是想買(mǎi)的電量。市場(chǎng)運營(yíng)機構按發(fā)電企業(yè)報價(jià)從低到高的順序排序，逐一形成成交電力，直到可提供的電力疊加起來(lái)能滿(mǎn)足100萬(wàn)度的用電需求。
最后一家滿(mǎn)足市場(chǎng)負荷需求的發(fā)電企業(yè)報價(jià)，就是當天該時(shí)段的市場(chǎng)出清價(jià)，也叫作邊際電價(jià)。因此這個(gè)時(shí)段中，所有中標發(fā)電機組的發(fā)電量都按照這一價(jià)格結算電費。若最后這家電廠(chǎng)的報價(jià)為負數，該時(shí)段的電力現貨市場(chǎng)電價(jià)就是這一負值。
現貨市場(chǎng)出清價(jià)格通過(guò)競價(jià)排序產(chǎn)生，當某特定時(shí)段電力供給大于需求時(shí)，就可能產(chǎn)生負電價(jià)
我國負電價(jià)現象從罕見(jiàn)到頻次增加，導致負電價(jià)出現的因素并不相同。
郭鴻業(yè)進(jìn)一步告訴每經(jīng)記者，負電價(jià)是多重因素共同作用的結果，其形成原因與電力供需在時(shí)空維度上的結構性失衡有關(guān)，既有新能源高比例規?；⒕W(wǎng)的必然性，也暴露出傳統電力系統調節能力的局限性，并且部分制度體系與市場(chǎng)規則也助推了負電價(jià)頻率的提升。
他按照成因將負電價(jià)歸結為兩大類(lèi)：固有負電價(jià)與機制負電價(jià)。
“固有負電價(jià)是在高比例新能源滲透背景下必然會(huì )發(fā)生的現象，在不同的電力市場(chǎng)中具有共性特征，普遍存在于我國和國際上許多電力現貨市場(chǎng)中，其主要由電力系統物理特性和電力市場(chǎng)運行特征造成。例如，在高比例新能源滲透的電力系統中，傳統電源受技術(shù)和經(jīng)濟的雙重約束，短期調節能力有限?！?/p>
郭鴻業(yè)進(jìn)一步舉例：一臺燃煤機組從停機狀態(tài)啟動(dòng)到滿(mǎn)負荷出力狀態(tài)可能需要十幾個(gè)小時(shí)，而完成一次完整的啟停循環(huán)，其綜合成本可能達到十幾萬(wàn)元甚至更高。因此，傳統燃煤機組為避免頻繁啟停帶來(lái)高昂的成本損失，會(huì )選擇在自身最低技術(shù)出力限制以下報出負價(jià)。這一策略是確保機組能持續運行在最小出力水平及以上，以維持自身不停機運行，通過(guò)承擔短期收益損失來(lái)規避啟停產(chǎn)生的更大成本，并具備快速響應后續調節的能力。
另外，按照集中式現貨市場(chǎng)出清原理，市場(chǎng)出清的價(jià)格為考慮電力系統物理約束后的邊際機組（滿(mǎn)足需求的最后一個(gè)機組）的申報價(jià)格。這意味著(zhù)，對于近零變動(dòng)成本的新能源發(fā)電主體來(lái)說(shuō)，在現貨市場(chǎng)中盡可能地報較低的邊際成本價(jià)并享受火電機組作為出清邊際機組時(shí)的市場(chǎng)價(jià)格，是最優(yōu)策略。然而，在新能源滲透率較高的地區，個(gè)別時(shí)段出現新能源申報的發(fā)電供給總量超過(guò)實(shí)際用電需求的情況是比較常見(jiàn)的。此時(shí)，低報價(jià)的新能源機組將會(huì )成為邊際機組，導致電力市場(chǎng)出清價(jià)格降低或進(jìn)入負電價(jià)區間。
另外，新能源發(fā)電主體還可以從綠證市場(chǎng)和碳市場(chǎng)等渠道獲取環(huán)境權益收益，新能源在負電價(jià)的情況下仍舊能夠保持一定的綜合收入。因此，多種市場(chǎng)收益結構導致了部分新能源主體傾向于報負電價(jià)搶占更多的出清電量，以犧牲部分電能量收益為代價(jià)，來(lái)增大其發(fā)電小時(shí)數，以獲取更多的環(huán)境權益收益。
機制負電價(jià)則與不同電力市場(chǎng)的具體機制設計密切相關(guān)。
由特定市場(chǎng)機制所誘發(fā)的負電價(jià)，其頻率會(huì )隨著(zhù)新能源滲透率的提升而顯著(zhù)增加。郭鴻業(yè)又列舉了我國三類(lèi)可能引發(fā)或加劇負電價(jià)的電力市場(chǎng)機制。
第一類(lèi)是激勵新能源大規模發(fā)展、穩定新能源收益的保障性機制。在《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（以下簡(jiǎn)稱(chēng)“136號文”）執行前，我國許多地區的電力市場(chǎng)中，新能源仍按高比例保障電價(jià)進(jìn)行結算。
郭鴻業(yè)以某省新能源實(shí)際發(fā)電量的10%按照現貨價(jià)格結算、90%電量按照燃煤發(fā)電基準價(jià)結算，與國家/地方財政補貼形成（已逐步退出）的上網(wǎng)電價(jià)價(jià)格結算的模式為例解釋?zhuān)笆鰴C制通過(guò)人為設定結算比例，保障了新能源主體的基礎收益，但也形成了保底收益鎖定和超額收益的雙重激勵結構。在這種機制下，新能源發(fā)電企業(yè)為了爭取更多的電量交易，傾向于報低價(jià)，以確保更多電量能夠上網(wǎng)，讓收益最大化。
郭鴻業(yè)強調，當“136號文”出臺后，新能源上網(wǎng)電量雖然全部參與市場(chǎng)，但其依然可以通過(guò)差價(jià)合約獲得場(chǎng)外補貼激勵，也未能完全消除其對負電價(jià)頻率增加的影響。此類(lèi)問(wèn)題也常見(jiàn)于國際上使用差價(jià)合約（CfD）保障新能源收益的市場(chǎng)，例如英國電力市場(chǎng)和德國電力市場(chǎng)。為此，英國電力市場(chǎng)從今年開(kāi)始暫停了負電價(jià)時(shí)段對新能源主體的差價(jià)補貼。
第二類(lèi)是中長(cháng)期高比例簽約限制現貨優(yōu)化空間。在高比例中長(cháng)期合約的約束下，發(fā)電企業(yè)的大部分電量以提前確定的價(jià)格進(jìn)行結算，鎖定了大部分收益。
即使現貨市場(chǎng)出現負電價(jià)，發(fā)電企業(yè)僅需承擔剩余小部分電量的虧損，整體收益仍能保持穩定甚至實(shí)現盈利。高比例的中長(cháng)期合約在一定程度上削弱了現貨市場(chǎng)價(jià)格信號的作用，降低了經(jīng)營(yíng)主體在現貨市場(chǎng)理性競爭程度。
這也就是人們常說(shuō)的“負電價(jià)不等于負電費”——由于有高比例中長(cháng)期合約的保障，在結算層面不會(huì )出現發(fā)電主體真的“付費發(fā)電”的情況，至多是讓出了一部分發(fā)電利潤。
第三類(lèi)是用戶(hù)側價(jià)格傳導受限。我國用戶(hù)側分時(shí)電價(jià)機制的時(shí)段劃分是提前設定的，價(jià)格數值也相對確定，難以與批發(fā)市場(chǎng)的現貨負電價(jià)有效響應。因此用戶(hù)側無(wú)法感知現貨市場(chǎng)的實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)價(jià)格波動(dòng)，特別是無(wú)法接收負電價(jià)信號，響應能力不足從而導致負電價(jià)的持續時(shí)間拉長(cháng)。
遼寧省鐵嶺市大青水庫拍攝的光伏發(fā)電板 新華社記者 楊青 攝
因此，在新能源發(fā)電量較高時(shí)，盡管在批發(fā)市場(chǎng)存在負電價(jià)，但是無(wú)法傳導至參與零售市場(chǎng)的廣大用戶(hù)處，無(wú)法引導他們消納過(guò)剩的電力。這個(gè)現象也導致了即便負電價(jià)的頻率已經(jīng)很高，但是其帶來(lái)的低價(jià)用能社會(huì )福利并沒(méi)有充分傳遞給廣大的終端用戶(hù)群體。
為何產(chǎn)生負電價(jià)卻不會(huì )給發(fā)電企業(yè)造成負收益？根據電力交易規則，前者只是現貨市場(chǎng)實(shí)時(shí)交易價(jià)格，因此不能理解成發(fā)電企業(yè)最終收益。
我國電力交易方式按照交易周期，分為中長(cháng)期交易和現貨交易，兩者相互補充。中長(cháng)期交易相當于“預售”，買(mǎi)賣(mài)雙方約定好未來(lái)某段時(shí)間的電量、價(jià)格；現貨交易是提前一天或當天根據實(shí)時(shí)需求當場(chǎng)撮合交易，價(jià)格隨行就市。
因此，不同的交易方式和交易比例，決定了發(fā)電企業(yè)的賣(mài)電收益，不是簡(jiǎn)單地以“發(fā)了多少度電×單價(jià)”來(lái)進(jìn)行結算。
按照《電力現貨市場(chǎng)基本規則（試行）》要求，R電能量= Q中長(cháng)期 × （P中長(cháng)期 ? P日前） + P日前 × Q日前+ P實(shí)時(shí) × （ Q實(shí)時(shí) ? Q日前）。即發(fā)電企業(yè)的電能量收益（即賣(mài)“電”的錢(qián)）由三部分構成：中長(cháng)期差價(jià)合約收入、日前市場(chǎng)收入及實(shí)時(shí)市場(chǎng)電量偏差收入的部分。
某發(fā)電企業(yè)高層人士梁華（化名）告訴每經(jīng)記者，結合負電價(jià)出現的場(chǎng)景，以運行日前市場(chǎng)的省內現貨市場(chǎng)發(fā)電機組A某日某時(shí)的電費收益舉例說(shuō)明：
發(fā)電機組A在某一時(shí)刻的各項電費綜合收益情況
因此，即便現貨市場(chǎng)出清價(jià)處于負價(jià)，發(fā)電商仍可通過(guò)中長(cháng)期差價(jià)合約獲得補貼激勵，也決定了負電價(jià)對電廠(chǎng)收益的總體影響是有限的。
既然造成負電價(jià)的原因復雜多樣，目前我國已經(jīng)出現負電價(jià)的山東、內蒙古、浙江、四川等省份，背后原因又有何不同？
博眾智合能源轉型中國電力項目主任尹明接受每經(jīng)記者電話(huà)采訪(fǎng)時(shí)表示，共同原因是電力供應過(guò)剩。不過(guò)各地電源結構、氣候條件等因素不同，導致電力供大于求的具體成因也有所不同。
像山東等新能源大省，主要因為節假日用電企業(yè)負荷減少，同時(shí)新能源大發(fā)又擠壓了傳統發(fā)電市場(chǎng)空間。而四川則與當前所處的豐水期有關(guān)，由于豐水期水電站的發(fā)電能力極大提升，但電力需求并未同步出現大幅增長(cháng)，最終也會(huì )導致供大于求。
“既然電力出現用不完的情況，發(fā)電企業(yè)為啥不直接減少供應？比如讓風(fēng)機暫停運轉、水庫直接排水不發(fā)電？”這樣的問(wèn)題，成為不少人關(guān)注負電價(jià)時(shí)的困惑。
多位能源專(zhuān)家均向記者提到一大重要原因——發(fā)電廠(chǎng)必須上網(wǎng)交易電力，才能獲得電量指標。
梁華透露，我國發(fā)電廠(chǎng)的收入來(lái)自賣(mài)電，除此之外幾乎沒(méi)有其他收入渠道，其中火電廠(chǎng)會(huì )涉及容量電費（保障電廠(chǎng)固定成本回收）和輔助服務(wù)收入（提供備用、調頻等服務(wù)的收益），但收入較少。因此，電量是發(fā)電企業(yè)對下屬電廠(chǎng)考核的一個(gè)重要指標。某些情況下，即使收入目標未能完成，但只要完成了電量指標就行，特別是對新能源企業(yè)更是如此。
雖然負電價(jià)不等于負電費，但梁華也向每經(jīng)記者提醒，若未來(lái)低電價(jià)或負電價(jià)現象更頻繁地發(fā)生，將對新能源的平均價(jià)格和收益預期產(chǎn)生深遠影響，進(jìn)而影響中長(cháng)期交易價(jià)格的走勢。
“如果新能源企業(yè)長(cháng)期面臨收益下降的困境，將難以吸引足夠的投資用于項目建設和技術(shù)研發(fā)，對新能源產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展構成嚴重威脅，不利于新能源投資建設?！绷喝A說(shuō)。
不過(guò)，按照“136號文”要求，過(guò)去新能源享受的“部分市場(chǎng)化+部分保障性收購”政策成為歷史。既然2025年6月1日起投產(chǎn)的新能源增量項目實(shí)現機制電價(jià)，通過(guò)年度自愿競價(jià)形成，是否會(huì )減少報負價(jià)的頻率？
郭鴻業(yè)告訴每經(jīng)記者，增量新能源場(chǎng)站全部上網(wǎng)電量都需要參與市場(chǎng)，僅有一部分發(fā)電量可按照機制電量結算。如在山東電力市場(chǎng)，風(fēng)電（按照機制電量結算的比例）為70%，光伏為80%，剩余電量依然需要以現貨市場(chǎng)的價(jià)格結算。這能夠在一定程度上增加新能源在現貨市場(chǎng)的理性報價(jià)程度，減少其負價(jià)地板價(jià)報價(jià)策略，從而減少負電價(jià)的發(fā)生。
“但在全面推動(dòng)新能源市場(chǎng)化與取消強制配儲政策的背景下，負電價(jià)現象的常態(tài)化趨勢恐將難以避免?！?/p>
因此，郭鴻業(yè)建議，應正確認識負電價(jià)，既承認其是高比例新能源電力系統的常見(jiàn)現象，同時(shí)合理完善機制設計避免超高頻率的負電價(jià)現象出現，引起社會(huì )恐慌和對能源體系發(fā)展的錯誤判斷。并且應采用先進(jìn)的電力市場(chǎng)數據分析方法，使用包括人工智能、數據逆向分析等技術(shù)，辨析市場(chǎng)中固有負電價(jià)和機制負電價(jià)的構成比例，以引導更好的市場(chǎng)機制設計。
“此外，還應構建包含負電價(jià)小時(shí)數、負電價(jià)均值、新能源滲透率、市場(chǎng)交易均價(jià)與機制電價(jià)差額等關(guān)鍵指標的定量警示指標體系。同時(shí)完善實(shí)時(shí)監測與防范機制，通過(guò)實(shí)時(shí)監測及時(shí)識別風(fēng)險并提前采取防范措施，確保電力系統穩定運行及新能源高質(zhì)量發(fā)展?！?/p>
封面圖片來(lái)源：每日經(jīng)濟新聞
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