据媒体报道，2023年5月1日20时至2日17时，山东电力实时市场出现了连续21小时的负电价，据称“刷新了长周期现货试运行负电价的时长纪录”。一时间引起行业热议，有观点称“这只是开始，未来会蔓延全国”，有观点称中国的市场设计要有自信，不能将国外电力市场的负电价机制引入国内，也有观点称“负电价将影响新能源投资积极性”，更有观点将此现象上升至到底是要价值理论还是要边际效用理论的高度进行讨论。山东电力实时市场负价到底谁之“过”？

被误读的正常现象

(资料图)

实质上，山东电力实时市场的连续负电价，恰好说明山东市场设计中下限价设计更为合理，电力现货市场作为“探针”发现了其他领域的问题，这是一个被误读的正常现象。

1.负电价是否说明市场失灵或者市场设计出现了问题？

电力市场中出现负电价是非常正常的现象。电力市场限价的目的是为了促进竞争和保护用户，电力现货市场在进行变动成本竞争，下限价设置为负值的目的是为了实现变动成本为负值的机组电量能够成交。为什么有的机组变动成本为负值呢？变动成本为负值的机组主要是拥有补贴的机组，因此，电力现货市场的下限价格的正确设置应当是负的最大补贴值。我国浙江、山东电力现货市场设计中，下限价格选择了负值，比较而言这是先进以及符合市场原理的，但是严格说两地的下限价还是过高。负值设计对哪些主体有利呢？负值有利于可再生能源消纳，由于可再生能源变动成本近似于零，且拥有场外补贴或绿证收益（也是一种用户支付的补贴），确实属于变动成本为负的机组，通过低变动成本，可再生能源实现了高消纳率，且各方实现了共赢，这也是电力现货市场相较计划调度对可再生能源消纳有利的重要原因。某种意义上说，行业中说的“以价换量”就是这个意思，也实现了二氧化碳排放的减少。所以，不能说负电价是市场失灵或市场设计出了问题，反而是市场机制在“拼命”调动各种调节资源，实现可再生能源尽可能消纳的正常过程。

2.我国可再生能源的消纳率到底应该如何确定？

我国的可再生能源享受着世界范围最高水平的保障政策。电力调度机构和电网企业以及传统发电机组都为可再生能源的消纳尽心竭力。我国目前的可再生能源消纳政策执行的是“指令计划型”消纳政策，并非“经济性”政策。例如，我国某区域调峰市场允许1元/度的调峰服务被调用，以对等换取相同数量约0.37元/度的可再生能源消纳，换另一句话说是赔钱或者“烧钱”消纳可再生能源；又如山东负价期间，出现了大面积的火电启停，其中多为日内的热态启停，山东对热态启停的60万等级机组一次补偿80万元，对应换取的光伏发电电量大约180万度，相当于每度多消纳的光伏电量用户侧要多支付0.44元的启停费用，但是此时多消纳的光伏市场电费为-14.4万元，80万换-14.4万显然不合算，即使光伏发电量全部按照标杆电价结算也仅能获得71万元电费，仍然小于火电机组热态启停付出的经济代价。上面两个例子可以看出，“不惜代价”式的“指令计划型”消纳，加重了用户负担，并不符合国家对电力行业“保供稳价”的要求。与之对应，国外电力市场均采用“经济性”消纳方式，即拒绝“赔本买卖”，可以看看体量、电源构成与山东非常相似，且市场模式相同的美国加州弃风弃光情况：根据加州独立系统运营商(CAISO)的数据显示，今年3月，其中光伏发电量为25.67亿度，弃电量为5.716亿度（22.27%），风电发电量为20.26亿度，风电弃电量为0.346亿度（1.71%）。

3.负价这一市场现象在告诉我们什么？

电力现货市场的功能就是发现真实供需之下的准确价格，在市场中出现下限价，乃至负价的情况下，意味着电力的供应超过需求。5月1日、2日，山东统调最大负荷分别为6479、6648万千瓦，相较工作日8000万千瓦左右的负荷下降19%、17%，外受电最大功率基本未变，其他条件没有发生改变。山东在工作日期间，仍然需要火电日内启停消纳光伏发电，在负荷出现了如此规模的下降情况下，光伏发电时段供应过剩严重加剧。市场的基本道理就是，当供应过剩情况下，生产方必须降低价格，一方面调动需求增涨，一方面与其他生产者竞争。可再生能源由于补贴和绿证收益与电量挂钩，一般会采用下限价报价以提高消纳量，传统电源为避免停机，丧失高价时段的发电机会，也会同步压低首段报价，以时段性亏本发电换取高价时段发电机会，两相叠加就出现了“付钱发电”的负价现象。这好比超市临期商品，往往会作为赠品在闭市前与其他商品捆绑销售，和“倒牛奶”事件属于两个性质。特别是当光伏发电功率超过了对应用户的需求，这时候的光伏实际上已经失去了使用价值和绿色价值（一度光伏上网另一度光伏就不能上网），反而成为整个系统运行的负担，负价也就不足为奇了。还要看到的是，受可再生能源保障消纳政策影响，以及可再生能源投资主体对市场认知程度的限制，山东仅能推动10%的可再生能源参与电力现货市场，对于全覆盖的电力现货市场而言（电力系统运行不能双轨制），只能将未入场的可再生能源作为价格接受者（多低的价格都发）参与价格形成，拉长了负价的时间（拒绝负价的市场化发电主体可以避免“付钱发电”），增加了可再生能源的损失（毕竟不发比发损失小）。

4.为什么山东的负电价没有对发用双方产生大的影响？

尽管业内一片惊呼“狼来了”，其实山东5月1日、2日的负电价对发用双方都没产生大的影响。首先，所谓“连续21小时负价”发生在实时市场，山东电力现货市场的日前市场是全量市场，并且锁定了价格，实时市场与日前市场仅做偏差结算，“21小时负价”时段对应的日前市场当中只有17小时；其次，山东电力市场设计了容量回收机制，如果加上容量回收机制付费，并将其分摊进度电，按此计算方法总体上看（不考虑容量费用在各个主体之间支付的情况）5月1日和2日仅有1个时段（15分钟）实时电价为负价；最后，中长期合同需要与日前市场结果做差价结算，考虑中长期合同因素，并没有发电主体最终在结算上“付钱发电”。当然，当没有市场主体最终“付钱发电”，意味着负价并未起到调动负荷侧用电的作用，这并不符合市场的基本规律，其部分原因是国家强制用户签订高比例的年度、月度合同，用户的行为被“锁死”，市场低价时段握着高比例的高价（相对于现货价格）合同，适逢假期（超合同用电可能性小），“压舱石太沉”造成用户已无能力超越合同用电，当然这里头也有用户侧主体经验不足的原因，山东也适当放宽了节假日的比例要求（相对其他省份情况要好些）。必须要说的是山东光伏大部分电量是参与电力现货市场定价（价格接受者），但是不参加结算（即所谓的“不参与电力现货市场”），虽然负价没有对光伏产生影响，但是会造成不平衡资金增加，由于山东未参与电力现货市场可再生能源形成的不平衡资金由工商业用户和全体发电承担，一定程度加大了节假日里辛苦调节的火电机组的负担。

5.到底什么是新型电力系统需要的政府授权合约？

随着市场的成熟，用户侧的觉醒，强制高比例中长期合同将难以为继，特别是当期货等金融衍生品交易出现后，市场主体的避险手段将更加多样，甚至可能出现不采用中长期合同“压仓”的方式避险。中长期合同单独制定限价也是过渡措施，最终中长期和同交易的价格曲线会向电力现货市场发现的价格曲线耦合，在那一天可再生能源特别是光伏发电的“狼真的来了”。因为从加州的弃风率远远小于弃光率来看，风电与负荷曲线的吻合程度更好，对用户和系统更友好的电源必然获得更好的回报，按照山东2022年实时电价来看，山东的风电如果不签订中长期合同，仅参加电力现货市场，可能获得较高的收益。据此，起码可以得出结论，如果按照山东的模式发展光伏，为保证光伏收益，必须对光伏发电设置政府授权合约。这里提到的政府授权合约并非现行的政府给发电计划、做市场边界、不参与电力现货结算。政府授权合约是政府指定单位按照长期成本确定项目合同电价的差价合约（政府指定的单位不需要购买该部分电力，仅作为协助全体工商业结算差价合约的执行机构），电源项目必须参加电力现货市场结算，以电力现货市场价格作为参考结算价，与政府授权合约合同电价针对政府授权合约电量进行差价结算，差价结算形成的盈亏由全体工商业分摊或分享，即现行由发电企业分摊的不平衡资金改由全体工商业承担，这也是全社会承担“双碳”转型成本的具体表现形式之一。

6.山东电化学储能的春天是不是来了？

当山东连续负价的新闻出来以后，兴奋的还有电化学储能，但是是否即刻大力发展电化学储能，非常考验决策者的定力和大局观。解决光伏带来的“深谷曲线”问题，确实要从软硬两个方面考虑，电化学储能存在应用空间，但是首先应当考虑软的机制，并非首先考虑硬的机制（电化学储能成本仍然较高）。山东在电力现货市场建设过程中，对软机制的探索是非常有建树的，也取得了很好的效果。例如，山东发电侧容量回收费用的收取，是按照尖峰、高峰、平段、谷段、深谷不同系数向用户收取，其中尖峰是深谷系数的20倍，这样直接实现了在光伏大发时段移动负荷在200万千瓦以上。设想一下，如果输配电价中的容量电价也按此收取，甚至改为峰荷责任法的单一容量制输配电价，可能能够大幅解决光伏负价的问题，而这也是国际上终端电价峰谷差距很大的根本原因。当然中长期电力交易的解缚，流动性的加强，与现货价格耦合度的深化，也能起到类似的作用，诸如此类软的机制完善的空间仍然很大。所以，先软后硬，可能是我们理性科学考虑解决问题的整体思路。

既然电力现货市场会发现这些问题，是不是不做电力现货市场就没有这些问题呢？显然，这是个“不能解决问题、就消灭发现问题机制”的办法。短期内，可能确实可以实现“眼不见、心不烦”的结果，但是给出的信号可能是光伏继续“爆棚式”发展，该去发展风电（不需要政府授权合约）的资金先去发展了光伏，最终现实存在的问题可能引发更大的矛盾。

山东经验给了我们什么启示？

他山之玉，可以攻石。山东通过电力现货市场发现了各个环节的问题，就必须加以重视，以科学的态度和合理的方法寻求解决之道。

一是规划要和市场及价格挂钩。电力现货市场建设工作已经在全国范围内铺开，可以看到未来3-5年后电力现货市场会在全国范围内落地开花，电力项目的投资回报期一般要20年，也就是新项目的大部分寿命将在市场中度过。当“政府生、国家（计划）养”变为“政府核、市场养”后，规划部门对各类型项目的经济性评价方法要随之改变，对各类型电源发展的总量也要进行经济性对比，需要按照各地电力现货市场的出清模型进行8760个小时连续生产仿真，使经济性评价与市场交易结构能够尽量吻合。对于光伏这类成本低、发展快、电量多、电价降且新项目冲击存量项目电价（新老项目发电时段相同电价均会持续降低）的电源，应当在规划阶段就考虑政府授权合约对工商业电价的影响，避免光伏发电项目陷入死亡螺旋的同时，保证电价增幅在工商业用户承受范围之内。从规划的角度，到底应该发展多少光伏、风电，什么样的电源结构可以实现社会福利最大化（含环境价值），这才是目标，才是初心。规划需要系统思维，不能单独来看某一类型电源的发展，也不能单独算某一笔账。

二是保障性消纳要服从经济性指标。电力行业的投资特点是，所有投资都会以各种形式、在不同周期转移到用户身上，为减轻工商业用户负担，是时候将“不惜代价”的保障性消纳改为经济性消纳了。《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改[2022]118号）文中，第六部分构建适应新型电力系统的市场机制中第（一）款“鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”内容，就已经带有了经济性消纳的思想。应当不再考核电力调度机构可再生能源消纳率，由市场决定其如何消纳，同时应同步建设备用市场，允许可再生能源以弃风弃光方式为系统提供负备用，并获得合理收益。上述举措如无法在短期实现（电力现货市场建设仍需要时间），则应在目前考核的消纳率上设置前置条件，比如不进行火电日内启停调峰、无现货地区调峰标准不超过可再生能源的上网电价、不强制调峰市场的中标规模等。同时参考国际经验，要有足够的心理准备，加州在大力发展燃机和电化学储能的背景下，弃光率仍快速上升，高比例的光伏带来的必定是高弃光率，起码在现在的技术条件下弃光率增速可能高于装机和发电量增速。

三是可再生能源必须参加电力现货市场。从电力行业管理角度来看，电力现货市场机制终究是为规划服务的，因为再好的电力现货市场设计优化出的红利，也无法弥补规划失误造成的损失。一方面规划要考虑电力现货市场机制，另一方面是要加快电力现货市场建设，并且应涵盖全部可再生能源发电项目（含分布式）。只有参与了电力现货市场，才能将各类型电源的不同特点都用价格统一起来，电力现货市场中能获得高收益的电源，必定是用户需要、系统离不开的电源，电力现货市场中收益降低的电源，必定是特性与电力系统需要相悖的电源，只有电力现货市场才能够清晰计量出平衡需要付出的成本，并精准预计政府授权合约所需的费用，让“双碳”目标的实现与满足人民美好生活向往兼得。

四是可再生能源该减负的地方要减负。可再生能源确实有与电力系统运行需要不符的生产特性，但是这不能成为可再生能源合理收益无法获得的理由。能源转型是政府代表用户提出的要求，转型的成本应当由用户承担，当然可以设置过渡期、“概念普及期”。应当致力于减少针对可再生能源的专场交易、降低可再生能源开发过程中的非技术成本、向用户侧传导辅助服务费用、建立用户侧承担盈亏的政府授权合约机制。

衷心希望不同利益主体的“反响”不要影响符合经济规律的山东电力现货市场运行。市场很简单，复杂的是利益。山东电力现货市场出现的负价是正常的经济现象，目前并未影响大的利益调整。但是其中的道理应当引起所有相关部门和单位的思考，我们该怎么做才能实现“多、快、好、省”的碳中和目标？

（图片来源：veer图库）

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