电力市场如果经常出现负电价，这意味着电力行业可持续发展正面临着新挑战：在能源快速转型期，如何协调好市场化改革与低碳绿色转型的关系，加快构建符合高质量发展的新型能源体系，将是电力行业发展不可回避的新课题。

从某种意义上看，负电价的出现也并非坏事，它在实时反映区域电力供需特点的同时，也更加充分地体现了电力的商品属性，有利于引导市场资源的更优配置。当前，负电价持续且长时间出现，越发凸显出储能系统的重要性，释放出加大新能源储能建设的市场信号。

负电价频频“现身”山东电力现货市场

据山东省电力交易平台信息，5月1日至5月2日48小时实时现货交易中，共有32个小时出现了负电价。值得注意的是，5月1日20时至5月2日17时，连续21小时实时现货交易价格为负。其中，最低实时电价出现在5月2日17时，为-85元/MWh，刷新长周期现货试运行的负电价纪录。

正如普通商品市场一样，价格由供需决定。简言之，负价格的产生是供过于求。因此，负电价并非“难得一见”。山东此前就曾出现过负电价：2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了-40元/MWh的出清价格，这也是国内首次出现“负电价”。2022年12月，山东发电侧现货价格更是多日在中午13时光伏“顶峰出力”时，出现1-2个小时的-80元/MWh的出清电价。同时，“负电价”现象在国外也十分常见，以德国为例，2017年负电价的情况就超过了100次。除欧洲外，澳大利亚、美国等也均出现过负电价。

此前国内出现的负电价不是长时间连续存在，那么此次山东的负电价为何持续21小时？“山东在非采暖季节出现负电价，最主要的原因是新能源发电量快速增长，同时‘五一’节假日期间用电负荷骤降，供需倒挂所导致。”杭州数元电力科技有限公司董事长俞庆指出。“五一”期间，部分工厂放假，山东电网的用电负荷出现超过15%的下滑，恰逢5月属于北方的大风月份，“五一”期间最高风电出力达到1760万千瓦，平均值达到1100万千瓦，导致现货市场需要通过实时市场的负电价来实现风电消纳。

“在长周期运行的电力现货市场试点中，供过于求时，价格就会下探‘地板价’。而山东出现负电价，是由于其市场规则设置允许出现负电价。”电力行业资深人士赵克斌指出。

设计正确的蒙西结算方式与客观存在的“负电费”

乌海、乌海，乌金之海。风足、光好、煤炭多，自然而然成为能源企业青睐之地(如图2所示)，在全区煤电上网电价均执行标杆电价的时代，建设在大乌海区域享有燃料价格低的优势，该区域煤电装机共计1137万千瓦，分别属于国家能源(268万千瓦)、华能(229万千瓦)、京能(206万千瓦)、蒙能(126万千瓦)及其他集团(308万千瓦)。此外，还有风电743万千瓦、光伏445万千瓦，合计发电装机2528万千瓦。该地区用电负荷约1100万千瓦，而风光最大同时出力约580万千瓦，该区域电力供应明显大于需求，需要向东送电。

这样会引申出另外一个问题，为何蒙西的负荷没有分布在该地区呢?这是由传统的目录电价既没有时间信号，也没有位置信号造成的。内蒙古自治区东西狭长，西部的乌海到北京距离超过1000公里，而乌兰察布到北京不到400公里。内蒙古地广人稀，本地消费需求不高，大部分产品都需要外销。如果没有足够的用电价格优势，用电企业必然会选择原材料和产品运距都较短的东部地区。

500千伏响布一、二线与500千伏坤德一、二线组成了“响布双(送响沙湾)+坤德双(送春坤山)”断面，断面输送最大功率是260万千瓦，并不能够支撑大乌海区域全部的外送需求，这就造成了蒙西电网在整体紧平衡(与全国情况相同缺乏煤电投资)的情况下东部紧张、西部宽松的供求形势。电力现货市场运行后，供需情况自然就反映为现货市场价格降低，大乌海区域部分时间各电厂现货节点电价较低，这也符合市场的基本规律。加之电力市场建设初期国家更重视保护用户的权益，因此各试点均将参考结算点选择在用户侧参考结算点(由电源承受风险)，同时为了使不同地区用户之间的价格差距不至于太大，往往不按照用户所在节点电价结算，而是为全体用户选择了同一个参考结算点，这样的做法实际上要求电源通过差价合约为用户保价，并且牺牲了电力现货市场优化用户侧资源的部分能力。如图3所示，在部分时间内，阻塞断面内的电源在承受较低现货价格的同时，还要向参考结算点价格高于合同价的用户支付价差电费，极端情况下，电源现货电费(蓝色面积)甚至小于价差电费(灰色面积)，最终形成了负结算电费(红色面积)，当然这种情况在大乌海区域出现的不多，更多的表现为收入降低。

付费发电背后存在哪些制度层面的原因

“负电费”虽然是市场反映供需的正常现象，但是在其直接原因下，我们仍然可以发现通过电力现货市场反映出来的，制度层面需要改革的地方。

首先，电源规划管理制度有无失误?

截至目前，国家和电力企业的项目经济性评价，仍没有与电力市场时序价格和位置信号挂钩的评价制度，如果电力规划院、设计院在规划过程中，都仍然使用固定电价作为收益评估的标准，而不是采用反映位置信号的时序价格作为评估依据，那么项目在落地后面临类似尴尬的情况在所难免。在计划体制下，哪里发(用)电价格都一样，造成了很多资源错配，以及不必要的负荷与电源分离。但是在电力市场化的地区，煤电机组这类调节电源基本没有远程送电，均应尽量接近负荷中心建设(电力系统专业教科书也认为就近平衡最好最经济)。传统的能源，如石油、天然气、煤炭等能源的运输成本显而易见。当工业电气化时代到来后，更多的能源转换为电力的形式输送。很多人并不理解电力输送为什么也需要很高成本。那是因为输电通道建设和高速公路建设一样需要成本，不一样的是受电网稳定问题的限制，增加输电通道不可能像增加高速公路一样成正比地提高输送能力。输电通道增加到一定程度后，其作用几乎呈指数级递减。市场的基本决定因素是供需关系。当发电富裕、供大于求时，整体电价相对较低。通过电价信号，在低电价地区引导用电企业多投资、发电企业少投资，反之亦然，逐渐达到各个地区供需平衡。当然这个平衡不会是单一的发供绝对平衡，还要考虑一次能源运输成本、产品运输成本、建设成本、人力成本、环境成本等因素，是一个考虑各种因素后的综合平衡。企业投资不是单纯看价格高低，而是看最终效益高低。大乌海区域内电源面临的窘境，本质上是因为现在输电成本高于输煤成本，换句话讲，不管是输煤还是输电，都有一个经济半径，而且因为现在有了电力市场，输电的经济性随供需变化情况变化，这样的例子在全国范围内都不罕见，并非蒙西地区特有。

当然，抱怨渐进式改革过程中立新快、破旧慢的同时，还要寻找解决大乌海区域时段性负电费的办法。内蒙古电力公司一直在务实地寻求解决方案，据内蒙古电力公司分析，响布坤德断面输送极限主要受动态稳定因素影响，因此将于今年开展机组PSS参数优化实验，可提高动态稳定极限，进一步释放响布坤德断面的输电能力。明年还计划投产千里山—谷山梁—响沙湾输电通道，进一步加强西部网架建设，增强电网自西向东输电能力。根据电力现货市场节点价差，发现应当建设的电网工程，这本身也是电力现货市场信号指导电网规划的作用体现。当然，这是个动态的过程，不断提高的输电能力可能会带来更多的电源投资，因此阻塞—消除阻塞的过程可能反复重复。所以，对于电源投资主体来说，同样需要转变思路，切忌“等、靠、要”的“巨婴心态”，要主动适应市场，掌握市场分析手段，自负其责，凡事预则立，不预则废。

其二，现行的高比例中长期交易作为“压舱石”有没有副作用?

渐进式改革难免求稳，会过分要求规避风险。原有的年度计划分配，简单转为年度中长期交易，原有的月度计划分配简单转为月度中长期交易，原有年度计划分配电量占全年的90%，现在要求年度中长期交易占80%-90%，原有的月度计划分配电量占全年的10%，那么月度中长期交易也要求占10%左右，剩下“三瓜俩枣”去现货交易。明明中长期交易是差价合约，是避险的财务合同，强行要求当成实物合同执行，最明显的做法是考核差价合约电量和实发电量之间的比例关系(超合同发电最好)，当然中长期交易做全量结算，电力现货结算差价也是表现之一(全电量竞价的现货竟然是偏差电量，这是我国部分试点地区的“发明”)。这在改革初期看似“合理”，但是随着市场发展，其负面效应愈加显现。因为压舱石太重影响了市场的流动性，甚至压舱石本身成了风险来源。本来，一方面大乌海区域的电源可以不签价差为负时段的中长期合同，但是这是违反了“长签、多签”国家要求的行为，根本行不通，尤其是在电源多为国有企业的情况下，明知不合理还是坚决执行了要求;另一方面为避免实际发电量偏离多签的中长期合同电量太远，在过剩的情况下大乌海区域的火电机组只好本着“死道友不死贫道”的原则，拼命报低价，希冀于自己能多发，让别人接受偏离中长期合同电量的考核。价格踩踏之下焉有完卵?结局就是部分时段大乌海区域的节点电价越来越低，电源支付的价差电费越来越多，更易出现负电费。火电况且如此，新能源由于其间歇性和预测不准，情况更加糟糕，稳价的“压舱石”成了保收益的“绊脚石”。根据数据分析，在各个电力现货市场试点地区，高比例中长期合同带来的新能源收益损失，远超过由于预测不准在电力现货市场中的损失。根据对连续结算试点地区的分析，风电如果完全在电力现货市场中“裸奔”(完全没有中长期合约)，反而能够拿到近似于标杆价的收益。

第三，国有发电企业的管理制度有没有问题?

当市场来临的时候，部分国有发电企业的经营模式并没有调整到位，可能存在经营决策失误的原因。例如，中长期签约时未充分考虑自身节点和用户侧现货价格的差异，不同发电企业、不同用户一个策略，简单粗暴，不管签哪的用户都是一个价，只重视合同价格的高低，不考虑价差电费的高低，有些甚至不在合同中约定分时价格。如图4所示，左图与右图用户电量相同，左图用户合同价为0.4元/度，右图用户合同价为0.3元/度，两个用户用电曲线形状不同，其他均相同。从大乌海区域部分电源的选择来看，显然更喜欢左图用户，然而事实却告诉我们：由于右图用户价差电费要远高于左图用户的价差电费，最终的结算结果是合同价低25%的右图用户可以为电源带来的电费(红色部分)高于左图用户。

此外，尽管参考结算点约定在用户侧，但通过年度电价预测(计算方法和软件已经比较成熟)，如果电源发现存在自身节点电价低、参考结算点电价高的情况，那么应当抬升差价合约的价格，把可能的负电费算出来，在签订合约时一并考虑进去。这也是未来在电力现货市场试点地区，一定会出现差异化的中长期合约的原因，以往统一标准的合约会越来越少，市场主体需要在这个过程中不断提升技能，简单通过“以量取胜”的时代已经一去不复返了。

电力现货市场也许不是完美的机制，但是至少现在还找不到更好的替代机制。我国各试点地区电力现货市场也一直在不断完善，这个市场中的每个参与者，都需要更加主动地去适应市场。历史车轮，滚滚向前，顺势而为，如水推舟，逆势为之，则逆水行舟。

文章来源： ​全国党媒信息公共平台，电力企业管理，上观新闻