从经济学原理来看，造成负电价出现的原因，肯定是供大于求。但是如果仅仅这样解释，好像与现实相差甚远毕竟，地球上的能源，还是以传统能源为主，能源的不可再生性，决定了能源的是越来越短缺，而不会造成整体上供大于求的局面，因而，能源费用提高，能源涨价是常态。因而 ，现在出现的电力在短时间、局部区域的负电价，肯定不是能源的常态，不是能源已经供大于求，更不是能源的未来。

除非出现革命性的能源的技术，如“冷核聚变”、“零点能”、“永磁发电”等技术产业化，将能源的供应成为一种可再生、低成本的商品。否则，能源的价格趋势，肯定是越来越高。因而，不要担心。

应客观认识“负电价”的合理性，“负电价”是现货市场平衡供需效能的充分体现

电力现货市场的主要作用是保障电力的实时供需平衡，在较短的时间尺度内（日前至执行前15分钟）对更长时间尺度制定的发用电方案进行矫正，包括但不限于弥补设备停机故障造成的缺口、修正电力负荷和新能源发电的预测偏差等。现货市场的电价波动反映了不同时间段电力供需之间的变化，在线机组的边际发电成本决定了现货价格的波动范围。

现货市场出现“负电价”，说明在对应时点的边际发电成本为零的发电机组的发电水平将超过电力负荷，需要通过鼓励增加负荷和减少发电的方式引导供需的平衡。若现货电价不存在，所有在线的发电机组在此时点将面临弃电的调度指令。

欧洲和美国的电力现货市场中均存在“负电价”机制。随着新能源占比的提升，“负电价”也频繁出现在这些现货市场中。此外，2016年我国东北地区采暖季通过调峰市场对机组发电量调减进行补偿的方式就是我国在尚无现货市场情况下所采用的类似于“负电价”的变通方法。

补贴等其他形式的收益或成本引发了“负电价”

“负电价”的出现意味着一些发电机组宁愿支付一定的成本也要继续发电，说明在“负电价”出现的时点，这些机组不发电所产生的成本大于支付“负电价”，或发电所获得的收益可覆盖“负电价”，即机组的变动成本仍为正。这种现象的发生主要包含以下三种情况：

一是具有爬坡速率等物理约束而无法频繁启停的机组，或频繁启停将导致设备疲劳、维护成本大于“负电价”的机组，为保障其整体收益水平选择在“负电价”水平下继续保持原有的发电状态；

二是边际发电成本为零且获得了场外补贴或其他收益（如绿证、碳信用等）的机组，通常为2021年前并网发电的风电和光伏发电项目，当“负电价”低于其补贴水平时仍可通过发电获得收益，因此选择继续发电；

三是具有场外补贴或其他收益，且在“负电价”水平下仍可获得收益的机组。例如处于采暖季的热电联产机组、获得垃圾处理费的垃圾发电机组、获得容量补偿费用的发电机组等。

现货市场的“负电价”不等于发电项目负收益，也不等于发电容量过剩

从电价水平来看，尽管山东现货市场出现了持续21小时的“负电价”，但山东现货市场的年均价格约为0.353元/千瓦时，加上容量补偿电价0.0991元/千瓦时后，高于山东煤电基准价0.3949元/千瓦时。

从市场规模来看，山东要求用户和发电企业的年度及以上中长期合同签约电量不低于往年发用电量规模的80%，市场主体（包括新能源企业）参与现货市场的电量规模不高于20%，因此现货市场的电价水平对发电企业整体收益影响有限。

尽管发电容量冗余或局部长期窝电会造成现货市场中“负电价”出现的频率增加，现货市场电价水平下降，但“负电价”并不代表当地的发电容量过剩，还需具体问题具体分析。尤其是随着新能源等间歇性电源占比增加，即使午间出现了短时电力过剩，傍晚仍可能存在电力缺口。

边际成本的竞争结果

受访的业内人士均指出，负电价绝不是“狼来了”，但是一个重要信号。“在可再生能源占比越来越高的电力系统模式下，负电价逐渐成为常态恰恰是传统能源系统向新型电力系统过渡阶段的市场特征。”赵克斌进一步指出。

某电力研究人员对记者表示，出现负电价一般是有发电机组申报了负电价，且能够在市场中中标。从这个角度看，负电价反映了现货市场在某些时段出现明显的供大于求，也反映了市场中存在较大比例愿意申报负电价的电源，例如，享有场外补贴的低边际成本风电光伏和需要维持连续运行的煤电等。

华南理工大学电力学院电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇也认为，电力现货市场的竞争原理是边际成本的竞争，负电价的产生是由于出现边际成本近零的风电、光伏可再生能源机组。由于有政府补贴，且补贴随电量发放，因此风光会以绝对值低于补贴的价格报负价格。“也就是说，假如可再生能源的补贴为0.2元/MWh，机组在现货市场的实时报价只要高于-0.2元/MWh，即使报了负价，中标后结算时仍有的赚。”

当电力系统中风光占比和报价高时，有可能转变为定价机组。相对而言，由于经济性和安全性原因不能频繁启停的核电、火电等常规机组就可能变成非定价机组，为了不退出供应，不得不报出“地板价”甚至负价，所以市场中风光占比高时就出现了负出清价。“因为新能源难以存储，所以它报零价或负价的时候一般能保证出清。按照统一边际价格出清的原则，如煤电、气电等常规能源机组就会作为边际机组给市场统一定价。”陈皓勇指出，在风光占比高时，会有很多常规能源机组为了不停机而报出负价，而当有足够多的机组报出负价时，市场出清价就是负价了。

“其实，国外电力市场也曾就负电价问题进行过激烈讨论。例如，欧盟曾认为，由于光伏、风电低边际成本的特点，导致火电等常规机组在这种以边际成本为基础的现货竞价交易中被挤出，使市场出清价格降低，甚至出现负值，导致火力发电难以生存。”陈皓勇对记者表示，市场化后的电力系统会成为复杂的“工程-经济”耦合系统。

负电价的出现和新能源的高占比休戚相关，也在一定程度上体现了系统对调节能力的呼唤。“负电价成常态，说明电力系统中的新能源占比越来越高，但实际上，系统的成本也在增加。如光伏装机增多所造成‘鸭子曲线’，将导致系统中灵活性资源、备用容量需求的增加，以及供应侧成本的增加。”赵克斌指出。

电力现货方案需不断完善

“电力市场需要对灵活性资源合理定价，才能保障可再生能源的消纳，但当前电力市场设计无法对灵活性资源提供合理的经济激励。”陈皓勇认为，出现负电价很正常，目前世界并没有一个完美的电力市场设计方案，各国电力市场仍在不断实践中逐步修改和完善。在理论与实践过程中，出现的一些问题是对我国电力市场设计亟需解决的重大挑战。

那么，与传统能源占主体的电力市场不同，新能源占比越来越高的电力现货市场或需重新设计。“比如，煤电价格在电能量市场上所遇到的传导问题，不应依赖容量市场解决，而应在电能量市场上就将传导机制设置好。与此同时，新能源的绿色价值应当在环境市场实现，而不是在电能量市场实现。在电能量市场，可再生能源和常规能源被发现的都是电力价值，应当一视同仁。”赵克斌建议，绿色价值应通过绿证交易和配额制以及与碳市场的联动去实现。

然而，与设计规则相比，目前还要亟需解决的是电力现货市场的流动性。一位不愿具名电力行业资深人士接受《中国能源报》记者采访时表示，电力现货试运行两三年较为平稳，应该尽快迈入常态化交易运行。“比如中长期分时段交易各省都会持续2-4个小时连续开市，滚动成交，但由于技术支撑不够，市场主体经常只会在开市后的5-15分钟、闭市前的15分钟开展交易，中间的大段时间放弃交易。”

俞庆建议，在新能源项目尤其是分布式项目的规划和建设阶段，需要充分考虑实际情况，测算动态收益率，并高度重视运行期的光伏消纳，光-储-充-荷的内部互动和负荷侧运营，才能切实降低新能源项目的长期运行风险。“此外，在电力价格的上下限设置上，要逐步抬高‘天花板’，增加峰谷比。”

上述研究人员直言，在低边际成本、低调节能力的新能源大发展背景下，电力负荷较低时出现负电价可能趋于频繁。对于投资建设而言，可再生能源和常规电源需要合理评估收益预期，并提高对灵活调节能力的重视。“对电力市场的规则而言，负电价体现出市场价格对市场供需状况的反应是清晰的，价格信号的传导是有效的。这样的市场规则可以更好地激发市场活力、促进市场发展。”

文章来源： ​南方能源观察，上观新闻，李氏奥能热技术