负电价屡现，会影响居民电价吗？专家：居民用电不参与电力现货交易因而价格不受影响，解决负电价关键在于发展储能

近日，动态电价提供商Rabot Charge数据显示，德国4月份电力现货市场出现了50个小时的负电价，最低价格超过负0.05欧元/千瓦时。欧洲市场出现如此长时间的负电价，也让国内再次掀起有关负电价的讨论。

其实，负电价在国内外电力现货市场中屡见不鲜。2019年12月11日，山东电力现货市场曾出现过-40元/兆瓦时的出清价格，这是国内首次出现负电价。

此后，山东电力现货市场曾多次出现负电价。比如在2023年5月1日至2日间，山东电力市场现货交易中心出现罕见的连续21小时负电价。这些例子表明，负电价并非孤立事件。

长时间的负电价屡次出现，背后的原因是什么？它又是如何产生的？对电力市场、消费者又意味着什么？《每日经济新闻》记者就此话题采访了多位能源领域专家。

负电价出现是多重因素共同作用的结果

《每日经济新闻》记者注意到，近年来，负电价现象在欧洲多国频现已属常态。2007年，德国电力交易市场首次引入负电价。此后，奥地利、法国、瑞士分别在2008年、2010年和2013年引入负电价。

根据国信证券(002736)的研究报告，2019年，德国电力交易市场负电价时长达到101小时；2020年受疫情影响，负电价时长达298 小时；2022年德国电力交易总时长8760小时中，负电价时长达到69小时。

多位能源领域专家告诉记者，德国和我国山东省等地出现负电价，均与可再生能源占比快速提升的电源结构密切相关。

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌告诉《每日经济新闻》记者，“在我国电力系统由传统发电稳定的火电向波动性较大的可再生能源发电转型过程中，随着新能源装机占比大幅度增加，风光电波动性、随机性的特点导致电力供给与用电负荷在时间上错配，进而出现一些时段电力供大于求。”

近年来我国发电新增设备容量

国家能源局数据进一步证明，我国新能源(600617)渗透率近年来正不断提升。今年一季度，全国可再生能源新增装机6367万千瓦，同比增长34%，占新增装机的92%。截至2024年3月底，全国可再生能源累计装机达到15.85亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机的52.9%。其中，风电和光伏装机之和突破11亿千瓦。

今年一季度，全国可再生能源发电量达6875亿千瓦时，约占全部发电量的30.7%；其中，风电光伏发电量达4253亿千瓦时，同比增长25%。

中国电力科学院用电与能效研究所高级工程师宫飞翔认为，负电价频繁出现，是当前新能源快速发展、电力供需不完全匹配、可再生能源的特性、补贴政策的影响以及电网稳定的需求等多重因素共同作用的结果。

近年来我国风电及光伏发电量情况

报出负电价通常是为避免机组产生启停成本

按照常理，发电企业报价应该要高于成本价才不至于亏钱，那么企业为什么会接受负电价的现象呢？

国家电力投资集团原营销中心副主任唐俊告诉《每日经济新闻》记者，在我国电力现货市场运行中，市场的分时出清价格通过竞争形成。市场运营机构会披露各时段的电量需求，由发电企业提交电量和相应的报价信息，市场运营机构在满足电力系统运行安全的基础上，按照经济最优原则安排由哪些机组发电，随后发电企业根据中标信息按照约定发电。

一位不愿具名的电厂从业人士透露，从原理上讲，哪家发电企业报价最低，就让其优先上网。其中，新能源发电成本低，比如光伏发电的一次能源就是光照，因此报价一般都会偏低。

唐俊举例说，如果某天某个时间点，现货市场需要100万千瓦的电力，市场运营机构就会发布需求，由电厂参与报价。比如A发电企业出价最低，B发电企业次之，市场运营机构便按照发电侧的报价，按从低到高的顺序逐一形成成交电力，直到可提供的电力叠加起来能满足100万千瓦的用电需求。

“在市场交易的某个时段，成交的电力中，满足负荷需求的最后一家发电企业的报价，就是市场出清价，也叫作边际电价。如此，这个时段中，所有中标发电机组的发电量都按照这一价格结算电费。当然，实际的市场出清优化和电价计算是非常复杂的。”唐俊说。

这意味着，电力现货市场出现的负价格源于最后一家发电企业的报价为负。

那么，发电企业为什么愿意不计成本而报出负电价呢？

多位能源专家告诉记者，我国不同发电机组报负电价的原因不同。比如林卫斌表示，对于煤电企业来说，在电力供大于求的情况下，煤电机组为了保障连续运行，也可能宁可在现货市场上报低价甚至负电价，避免因为机组的启停成本而带来更大的损失。

财政补贴也是一个重要的影响因素。一位发电厂商管理人士认为，我国有些机组发电有补贴，不发电就没有。这种情况下，负电价可以避免停机所需的高成本，而通过补贴也可以减少企业的损失。

负电价仅出现在现货交易中且不影响居民电价

《每日经济新闻》记者注意到，不论是国外还是我国的山东等地，负电价现象均集中在电力现货交易市场上。

国家发展改革委能源研究所原所长周大地告诉记者，我国电力交易一般包括中长期交易、现货交易等形式。其中大部分电量的价格往往通过中长期交易来锁定，由此可以有效保障电力供应的稳定有序，规避市场价格波动的风险。

对于中长期市场，国家发展改革委近期印发的《电力市场运行基本规则》指出，电力交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。

电力中长期交易，是指对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易，包含数年、年、月、周、多日等不同时间维度的交易。电力现货交易，是指通过现货交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动的总称。

另外，《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》规定，市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%。

这意味着，去年运营商发电量进入我国现货市场交易的比例原则上不超过10%。

多位能源领域专家告诉《每日经济新闻》记者，电力现货市场中出现负电价的价格信号，主要是表明在这个时间段，供需是非常宽松的，或者说显著供大于求的。

唐俊进一步解释说，为了规避现货市场价格波动带来的收入波动风险，发电企业会通过中长期交易来锁定部分电量交易的价格，中长期交易在一定程度上是发电企业的财务“保险”。

电力现货市场的价格波动是否会影响普通居民的电价呢？多位能源领域专家明确表示，我国居民用户不参与电力市场交易，因此现货市场价格不直接影响居民电价。目前居民实行阶梯电价制度，电价是比较稳定的。

储能是未来解决负电价的关键因素

《每日经济新闻》记者注意到，2024年五一假期期间，山东电力现货市场再次出现实时负电价，并且连续出现了3天。

一位电厂从业人员告诉记者，当前国内只有山东电力现货市场的报价规则允许出清价格低于零。

2023年3月，山东省发改委发布《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》，文件指出，对市场电能量申报设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.30元，下限为每千瓦时-0.08元。对市场电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。这意味着，山东电力市场成为国内首个将电力现货市场价格下限设为负值的省份。

对于负电价产生的影响，多位能源专家向记者强调，应该理性看待。

林卫斌认为，负电价是符合当下新型电力系统构建过程中新能源占比逐步提高这一特性的正常市场现象。负电价的背后，代表通过价格信号来优化市场资源配置。

唐俊认为，通过“现货市场发现价格信号”，证明电价直接体现了不同时段的电力供需变化。出现负电价，说明我国电力市场的商品属性正逐步增强。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉记者，随着可再生能源的逐渐普及，负电价未来可能成为一个常态化的现象。

负电价让市场价格波动加大，那么应当如何应对负电价带来的不确定性？对此宫飞翔认为，可以从用户侧入手，将低压分散并网的分布式光伏通过“集中汇流”打包接入远程控制中心，由调度系统“云端”实施统一管理、群控群调，进一步提升分布式光伏消纳水平，由此提升电网调控安全性。

周大地等多位专家则强调，储能是解决负电价的关键。

有机构的研报认为，负电价的出现将增加独立储能现货市场的套利空间，为独立储能市场带来较为稳定的收益。未来随着各省市加快推进电力现货市场建设，风光装机及发电量占比不断提升，现货市场负电价可能成为常态，由此也会促进独立储能和分布式光伏进一步发展。