电力市场再现“负电价”业内为何觉得未来可能成常态

　　第一财经记者获悉，近日，德国因为太阳能发电过剩导致电价跌至负值。动态电价提供商Rabot Charge数据显示，德国4月份现货市场出现了50个小时的负电价，最低价格超过负0.05欧元/kWh。

　　“负电价”是指电力市场中供大于求导致市场结算价为负值。意味着，发电企业每发出一度电需要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而从发电企业取得收入。

　　电力商品具有无仓储性，电能的生产、交割和消费几乎同时完成。随着新能源装机容量的增加，因新能源发电波动性和间歇性的特性，风、光电量爆发时段与用户需求量不匹配，导致容易出现负值现货交易价格的情况。

　　负电价反映的是可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，并不意味着电力供应处于过剩的状态。

　　国信证券分析称，由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象。

　　德国联邦网络管理局（BNetzA）统计数据显示，2023年，德国可再生能源新增装机容量17GW，总装机容量接近170GW，同比增长12%。其可再生能源的增长主要来自光伏，与2022年相比，德国2023年的光伏发电量几乎翻了一番。

　　负电价最早出现在德国。2007年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。据国信证券统计，2017年德国负电价出现次数超过100次，2020年仅第一季度就出现了128小时的负电价。

　　不止德国。由于电力市场已成熟，在可再生能源普及程度高的荷兰、西班牙、丹麦等其他欧洲国家，负电价现象频发。奥地利、法国、瑞士分别在2008年、2010年和2013年引入负电价。

　　以2023年夏天为例，根据欧洲电力交易所EPEX SPOT公布的数据，7月初，欧洲电力市场出现周末接近一整天负电价的情况，德国和荷兰中午时段甚至出现负500欧元/兆瓦时的价格。背后主要原因是，欧洲光伏发电激增，导致电力供应的阶段性过剩。

　　欧盟能源监管合作机构（ACER）发布的《欧盟电力批发市场的主要发展-2024年市场检测报告》（下称《报告》）显示，2023年，欧盟出现负价格的激增现象。欧盟50个电价竞标区域中，有27个遇到2017年以来最高次数的负价格，大多数北欧电价竞标区域出现了最高数量的负价格（超过380次）。

　　2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了负40元/兆瓦时的出清价格，这是国内首次出现负电价。

　　据山东电力市场现货交易中心数据，2023年5月1日至2日，山东实时负电价时段长达21小时，刷新了长周期现货试运行的负电价时长纪录。最低实时电价出现在5月2日17时，为负85元/兆瓦时。也就是说，消费者用一度电“挣8分钱”。

　　据山东省发展和改革委员会官网，截至2023年12月31日，山东电网风电与光伏装机容量突破8000万千瓦，达8228.8万千瓦，装机规模位居省级电网第一。

　　海通证券认为，彼时山东出现长时间负电价的主要原因是正值节假日期间，部分工厂停工放假，工业用电大幅下降电网最高直调负荷下降15%。同时风电大发，晴好天气光伏发电大增，电力供应大幅超过用电负荷，导致长时间的负电价。

　　据悉，2017年，山东、山西、浙江、四川等8个地区成为电力现货市场建设的第一批试点。2023年3月，山东省发改委发布一份草案规定，正式将其电力现货市场上的最低价格设定为低于零，成为国内首个将电力现货市场价格下限设为负值的省份。

　　不过，由于山东的“负电价”发生在电力现货交易市场而非中长期交易市场，实际影响有限。由于新能源风电、光伏发电的边际成本为零，只要负电价损失不超过机组启停和弃电损失，新能源电力运营商就有动力参与市场交易。

　　厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为：“应该理性看待非常局部短暂的负电价，这是可再生能源的逐渐普及和电力市场发展的正常结果，未来也会成为一个常态化的现象。”

　　“如果停止发电，成本更高，所以部分发电方更愿意通过付费来进行电力消纳。”前瞻经济学人资深产业观察员周星认为，在“五一”假期期间，山东白天光照充足，夜晚大风，风光发电量大增，迭加工厂放假用电量下降，煤电机组低容量运行，电力供应整体大量超过用电负荷。

　　国信证券分析称，当电网电量供大于求时，传统发电机组启停成本过高，不能随时启停，新能源发电企业只能弃风限电造成电力浪费。如果发电企业以零电价甚至负电价将电力卖给电网公司来鼓励用电侧消纳多余电量，则有望减少弃风限电现象。

　　“负电价的产生是因为某些时刻新能源大发导致电力市场供需失衡影响价格。”一位券商电新行业分析师今天在接受第一财经记者采访时表示，发电企业需要付费向批发市场出售电力。比如发电企业支付电力运营商一定费用以保证自己的发电设备继续运行。但是这个价格发生在批发市场，终端用户一般很难从中受益，需要还要加上税/费/输配费才是用电侧的价格。

　　业内人士表示，未来随着新能源装机占比增加，光伏大发与用电高峰的时间错配问题将进一步凸显，负电价发生的可能性增加。

　　记者注意到，2023年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出，到2030 年，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%；至2045年，新能源成为系统装机主体电源。

　　据国际能源署预测，由于太阳能光伏和风能在发电中领先于其他能源，可再生能源在发电中的比例将从2020年的29%上升到2050年的近70%。