过去，当电网负荷降低时，电厂机组必须下调发电功率，一般下调到50%就已是极限。引入电力现货市场后，市场机制促使企业进行技术升级，许多电厂已经把功率下调的极限降到38%。有企业表示，经过技术改造，发电功率还有进一步下调空间。

近期，负电价在多国上演。7月4日，德国与荷兰部分时段电力出现-500欧元/兆瓦时的价格。无独有偶，今年5月，我国某些地区也出现过类似的负电价。

负电价是指市场中的电力价格低于零，它意味着发电企业在销售电力时不仅赚不到钱，反而要给电网企业或者电力用户支付一定费用，吸引他们将多余的电力消纳掉。

一、“负电价”是现货市场起作用的表现

1.现货市场并未失灵

受惯性思维的影响，电力市场中无论出现极端高电价或是低电价，都会引起社会对边际电价出清的现货市场模式的质疑。极端高电价掀起了年初欧盟公众对改革短期电力市场的呼声，而极端低电价引发了我国各界对山东负电价的广泛关注。

通过严谨的讨论，欧盟ACER（能源监管机构合作署）认为现货市场并未在电力短缺中失灵，高电价恰是现货市场发挥作用的体现，它有效抑制了能源短缺的扩散。同样，山东的负电价也体现了现货市场建设的有效性，它真实地反映了供过于求以及补贴叠加影响下的电能量的时间价值，对促进用电侧更多消纳新能源提供了价格信号。当然笔者不是认为负电价是一种好的现象，而是它对时段供需失衡的反映，比传统机制更好地发现了能源结构和市场改革中存在的一些问题。

2.负电价影响几何？

其实，负电价并不是新鲜事物，根据兰木达发布的《电力现货价格年度分析报告（2022年）》，2022年度第一批现货市场试点各省均出现了负电价或零电价的情况，比较严重的山东负电价年持续时长超过700小时，而新能源比例更高的山西零电价持续时长更是达到了1000小时。此次山东负电价引起舆论的广泛关注，原因在于持续时间较长（日前市场持续超过16小时，实时市场超过21小时）。

负电价形成的原因无需赘言，一则因为节假日带来的电力需求快速下降，而新能源出力又处于高位，使电力出现严重的供过于求；二则新能源发电存在补贴或绿证等场外收益，使新能源通过报负电价获得发电优先权；三则现货市场对短期供需具有灵敏性，特别是实时市场基于偏差电量的交易，更容易出现极端电价的情况。

但是由于我国对中长期交易的高比例要求，以及对中长期上下浮动不能超过20%的限制，实际上锁定了电力的平均价格，通过中长期合约的差价结算对冲了现货市场“负电价”的影响。笔者认为“负电价”产生的更大意义是，它映射出了隐藏在整个能源结构与机制的冰山下的一些问题。

二、“负电价”揭露的几个价值真相

“负电价”是一面镜子，对于重新评估电力商品的价值起到了重要的作用。笔者认为至少以下几个方面存在价值高估或低估的问题：

1.分布式光伏价值高估与快速调整风险

2022年，山东电源结构中仍以火电为主，占比为62%，而新能源装机占比不到40%（风电占比约12.1%，光伏占比约22.5%），就已经导致了较为严重的负电价问题。未来电力系统中，新能源不但作为装机主体，也要成为电量主体，那么带来的现货市场价格问题将让人细思极恐。

而飞速增长的分布式光伏对负电价起到了推波助澜的作用。山东大约6500万新能源装机中，分布式光伏高达3100万，接近新能源的50%。由于分布式光伏抵消的是净负荷，对于现货市场价格影响的灵敏度可能高于参与竞价的集中式光伏。随着山东分布式光伏的急剧发展，类似加州的“鸭形曲线”向“峡谷曲线”蜕变的问题正在发生（图1），直接加剧了白天现货市场上供过于求的问题。

而在当前零售市场仍按峰谷曲线进行价格划分，分布式光伏靠“自发自用”的模式获利，享受的是峰谷电价以及免缴输配电价的红利。分布式光伏按用户侧电价结算，通过抵消批发市场上净负荷的作用，实际上将价格的风险挤到了批发侧的新能源难兄难弟身上，造成了集中式与分布式新能源之间的不公平，也使分布式光伏价值被高估。

尽管不参与批发市场，但在光伏大发阶段产生的“价格踩踏”中，分布式光伏恐怕也不能独善其身。为了通过现货市场价格有效调节供需，现货市场价格向用户侧有效传导势在必行，分布式光伏靠用户侧峰谷电价躺赢无法持续。当前，山东等省已经在根据现货市场价格情况，逐步修正峰谷价格对应时段，根据最新发布的2023年6月份新版代理购电价格表中，光伏发电功率较大的10：00-16：00时段，基本上已调整为低谷甚至是深谷时段，根据规则，谷段的代理购电价格部分按30%计算，深谷更是仅按10%计算，分布式光伏的价值大幅降低。而2022年12月代理购售电价格表中，光伏发电时段基本上是高峰或者平段，相较而言新版代理购售电价格使分布式光伏收益快速下降。随着省级现货市场的推进，各省调整峰谷时段或者直接推进零售侧参照现货市场价格结算将稳步推进，分布式光伏的价值快速下降风险需要投资人格外关注。

同时，对于分布式光伏免于缴纳输配电价的政策似乎也在收紧。第三周期输配电价改革中，大部分省级电网中，单一制价格普遍进行了上调，而山东、江苏、福建、天津等地出现单一制上涨而两部制下降的情况，笔者认为部分原因是工商业用户分布式光伏的发展带来承担单一制输配电价的基数电量下降使输配电价上升。由于单一制电价的上升，可能促使更多用户转向两部制，两部制下分布式免于缴纳输配电价的红利将降低。

2.高估的调峰辅助服务带来“隐性负电价”

新能源发展带来的首要问题是调峰压力，在没有现货市场或现货市场未连续运行的省份，调峰辅助服务市场（或固定补偿方式）是解决调峰问题的重要手段。笔者认为调峰市场类似发电权交易，如果是自由的买卖双边均参与的市场，只有在双方都有利可图的情况下才能成交。对于新能源发电企业而言只有在新能源发电收益大于需要付出的调峰成本时，才会去主动购买调峰服务，否作新能源将选择“弃风弃光”。

但是当前将消纳问题作为行政目标，扭曲了调峰市场的价格，也就产生了“隐性负电价”的问题。由于调峰辅助服务市场由电网企业代理采购，参与方为火电、储能等可调节电源，而新能源为调峰成本的被动分摊方，对调峰市场启动时段和价格并不知情。当调峰服务价格设置过高，如新疆的0.55元/kWh，按照费用分摊规则，火电厂进入深调时段，主要是新能源发电计入分摊基数，而此时的调峰辅助服务成本费用也较高，大幅增加了此时发电的新能源场站分摊费用，分摊费用甚至可能高于其发电收入，从而使新能源产生“隐性负电价”。

“隐性负电价”比现货市场的负电价危害更大，因为它是在调峰市场不透明、不对等的情况下，带来的新能源的被动损失，新能源甚至没有信息来防止该损失。据了解河南等省份，仅调峰辅助服务一项，新能源场站的分摊费用就占到了月度收入的10%左右，部分新能源场站分摊费用甚至超过20%，很难排除某些日子出现“隐性负电价”的可能性。

通过现货市场建设，能将调峰的价值显性化，所有主体对等参与现货市场时，新能源能主动进行报价管理，负电价也仅在存在新能源补贴的时候发生，避免真正“付费”发电的情况发生，对于优化发电资源配置也作用明显。

3.机械储能优势可能凸显

在没有新的支持政策出台的情况下，储能参与现货市场是重要的收入来源，其盈利本质是价格套利。“负电价”和“零电价”的频繁出现表明充电价格可能足够低，对储能发展构成利好，但对效率方面处于劣势的机械式储能利好更加明显一些。

在峰谷套利收益模型中，新型储能放出一度电的收益为：发电价格-充电价格/转换效率，如果充电价格不太低的情况下，转换效率对收益的影响较大，所以效率更高的锂电更有优势；但在充电价格非常低的情况下，充电成本基本可忽略，所以转换效率的一定差异将不是决定性因素，而放电侧的单位成本以及容量衰减将影响更大。

尽管现阶段磷酸铁锂储能价格优势明显，但将单位价格折算到充电侧，再考虑容量逐年衰减后，在大容量储能应用场景中，以压缩空气为代表的新的机械储能的成本优势将体现，加上压缩空气储能可以做到更高的安全性，也能为电力系统提供惯量支持和稳定支撑，或许能带来新型储能新的技术革新。

三、电力市场引入负电价机制对电力用户的影响和启示

负电价的背后，是电力市场在通过“看不见的手”优化资源配置，虽然负电价的影响还有待观察，但负价格带来的电价波动范围扩大，将对发电端和需求端都形成一定的激励。

在发电侧，有助于纠正盲目的电源投资。电力现货市场中各类电源的市场表现，最终会以价格的形式反馈出来，为电源投资提供经济性参考，方便科学决策优化电力结构，而不是简单拍脑袋就提出装机规模，同时，还将引导企业加大储能设施建设力度，提升既有储能设施利用效率，激励火电企业进行发电设备灵活性改造，更好地匹配电网需求和新能源的不稳定性，而不是简单地抱怨“弃风弃光”。

在用电侧方面，会激励电力大户改变用电模式，错峰进行生产活动，并主动优化生产工艺降低能耗，进而降低生产成本增强企业竞争力，最终提升社会总效能。

从更广阔的电力消费层面看，将增加电力消费侧的整体弹性，释放需求侧响应、虚拟电广等技术应用以及售电公司的潜在价值，通过增强电力需求灵活度，来解决电力系统中短期供需波动的问题，提高电力投资的经济性。

负电价的频繁出现，电价的上下波动，将调动电力用户利用价格规律来调节自己的生产组织行为，更多关注生产工艺和能耗水平，采取积极措施来达到降低成本、提升自身竞争力和经济效益的目的。

然而，从电力交易规则的复杂性看，要求所有用户都具备熟悉电力交易规则，自行报价，管理自己负荷的能力，是不现实的。尤其是中小用户，还需要依靠专业的平台和服务商来提供负荷管理、电力交易和节能管理能力，从而保证自己的用电成本，在价格波动的电力交易市场中不受损失，甚至通过参加需求响应获得收益。

文章来源： ​阳光工匠光伏网，科技日报，浙达能源