中國儲能網訊：隨著新能源全面入市、省級現(xiàn)貨市場運行更加健全，“負電價”有可能會更頻繁出現(xiàn)。
今年以來，多地接連上演“負電價”。
1月，浙江電力現(xiàn)貨市場連續(xù)兩日報出-0.2元/千瓦時的最低電價，系浙江首次出現(xiàn)“負電價”；5月，山東電力現(xiàn)貨市場連續(xù)多日出現(xiàn)“負電價”時段，最低價-0.08元/千瓦時；9月，四川電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)國內首次全天“負電價”，最低價-0.05元/千瓦時…… 這些價格均觸及三地市場申報價格設置的“地板價”。
“負電價”現(xiàn)象愈演愈烈，意味著什么？近日，在國家能源局新聞發(fā)布會上，國家能源局市場監(jiān)管司副司長張燕秦指出，短時出現(xiàn)“負電價”，可以看作電力市場的“信號燈”，能夠激勵機組深調、用戶填谷，引導儲能等各類新型主體的投資建設，共同為清潔能源發(fā)電讓出空間。但如果長期出現(xiàn)“負電價”，可能意味著電力明顯供大于求，需要根據(jù)市場價格信號進一步優(yōu)化電力系統(tǒng)調節(jié)能力。隨著新能源全面入市、省級現(xiàn)貨市場運行更加健全，“負電價”有可能會更頻繁出現(xiàn)。
那么，電廠真的會“付費”發(fā)電？又該如何正確理解和引導“負電價”？《中國能源報》記者就此展開了采訪。
為保發(fā)電需“負電價”分憂
隨著風電、光伏等間歇性新能源的快速發(fā)展，當新能源大發(fā)時，若電力系統(tǒng)消納能力不足，部分超出需求的發(fā)電容量可能面臨停機減發(fā)。部分電廠報“負電價”，目的是要在電力供需關系呈現(xiàn)供大于求的時段，通過“負電價”提高競爭力，讓發(fā)出來的電賣得出去。這對于不同類型的電源企業(yè)來說，往往有不同考量
在可以接受的負電價范圍內，對于可以獲取環(huán)境收益的新能源企業(yè)來說，賣了總比不賣好?！靶履茉粗黧w的發(fā)電量可通過綠證獲得環(huán)境收益，即使新能源的電價為負，在合適的價格區(qū)間內，環(huán)境收益也能夠覆蓋電力市場交易的損失。因此，當系統(tǒng)凈負荷較低時，新能源往往會選擇報適當?shù)呢搩r，增加新能源發(fā)電量來獲取環(huán)境收益。”國網能源研究院財會與審計研究所高級研究員劉思佳接受《中國能源報》記者采訪時解釋。
而對于火電企業(yè)來說，機組啟停成本極高，少虧就是賺，所以“寧可倒貼，也不停機”，實際是權衡后的理性決策。“高比例新能源滲透下，傳統(tǒng)燃煤機組因啟停成本高、最低技術出力限制等約束，為保證連續(xù)開機以節(jié)省啟停成本和獲得高電價時段發(fā)電量，會選擇在自己低出力區(qū)間報負價?！眲⑺技呀忉?。
此外，我國電力市場包含中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場等，現(xiàn)貨市場交易電量占比一般在10%以內，電力中長期合同保障了發(fā)電企業(yè)電量電價的“基本盤”，在綜合中長期市場、新能源補貼以及煤電容量電價等因素后，目前“負電價”對電廠總體收益影響有限。張燕秦公開了一組數(shù)據(jù)，9月20、21日，四川水電結算均價183元/兆瓦時，甚至略高于9月月度結算均價177元/兆瓦時，煤電、新能源發(fā)電額外獲得政府授權合約、可再生能源電價補貼后，平均收益更高。
各地電價下限正逐步放開
“負電價”現(xiàn)象何以愈發(fā)頻繁？
“負電價”既是電力供需關系呈現(xiàn)時段性不平衡的直接體現(xiàn)，也是新能源消納通過現(xiàn)貨市場價格的直接反映?！爱斍?，我國光伏、風電等間歇性新能源的出力在電力供應中的占比大幅提升，但儲能尚未形成足夠規(guī)模、需求側響應機制也尚處起步階段，這種階段性、區(qū)域性的供需錯配仍會頻繁出現(xiàn)，‘負電價’將成為電力系統(tǒng)釋放過剩信號的正常結果?！比A北電力大學能源互聯(lián)網研究中心副主任王永利接受《中國能源報》記者采訪時表示。
另外，我國各地的電價下限正逐步放開。
此前，我國允許電力現(xiàn)貨市場申報負電價的地區(qū)僅有山東、浙江。山東于2023年3月公布的《關于山東電力現(xiàn)貨市場價格上下限規(guī)制有關事項的通知（征求意見稿）》首次明確，市場電能量申報價格下限為-80元/兆瓦時；2024年底出臺的《浙江電力現(xiàn)貨市場運行方案》明確，電力現(xiàn)貨市場申報價格上、下限分別建議為800元/兆瓦時和-200元/兆瓦時，市場出清價格上、下限分別建議為1200元/兆瓦時和-200元/兆瓦時。
今年，《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》提出，適當放寬現(xiàn)貨市場限價，明確現(xiàn)貨市場申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由省級價格主管部門商有關部門制定并適時調整，為地方設定負的價格下限提供了政策支撐。文件出臺后，內蒙古、四川、遼寧多地陸續(xù)推出“負電價”相關政策。
與此同時，受訪人士表示，“負電價”體現(xiàn)了電力系統(tǒng)分時供需關系的劇烈變化，一定程度上也反映了可調節(jié)性電力資源的稀缺性?！耙试S‘負電價’的出現(xiàn)，讓其作為價格信號來引導資源配置，從而優(yōu)化系統(tǒng)供需結構、提升系統(tǒng)調節(jié)能力?！眲⑺技驯硎?，“一方面，激勵儲能、用戶、虛擬電廠等多元主體積極參與電力市場交易，充分發(fā)揮靈活性資源價值。另一方面，通過負電價信號的有效傳導，可促進各類主體及時調整發(fā)用電行為?？傊撾妰r’其實發(fā)揮了‘正能量’?！?/span>
王永利也表示：“從市場成熟度看，允許‘負電價’的地區(qū)，通常具備更成熟的現(xiàn)貨市場和輔助服務機制，市場內的儲能、需求響應、跨區(qū)交易等手段相對豐富，有能力快速消化負價信號。而設置零下限的地區(qū)，若靈活性資源儲備不足，放開負價可能導致價格長期在低位徘徊，形成對經營主體的非理性打擊?！?/span>
引導“負電價”可預測、可應對、可利用
受訪人士指出，當前“負電價”出現(xiàn)頻率不斷增加，已成為我國電力市場深化改革與新能源高比例并網的必然現(xiàn)象。從發(fā)展趨勢看，“負電價”在未來一段時間內仍將呈現(xiàn)由局部走向常態(tài)化的趨勢。
“短期看，‘負電價’的出現(xiàn)范圍還會繼續(xù)擴大；但中長期看，隨著儲能、可中斷負荷、抽水蓄能電站、虛擬電廠等靈活資源的加速布局，‘負電價’將逐步趨于頻次減少、持續(xù)時間縮短、波動幅度收斂的新平衡狀態(tài)。”王永利預測。
面對這一趨勢，“負電價”不應被壓平，而應通過制度引導逐步常態(tài)化。“德國在‘負電價’出現(xiàn)時暫停新能源補貼，意在倒逼新能源企業(yè)通過儲能或合約優(yōu)化來分散出力時段；美國得克薩斯州通過完善價格上下限和輔助服務市場，將負電價時段占比穩(wěn)定在一定比例內，保證市場信號真實而可控。因此，‘負電價’的合理引導，不在于完全消除波動，而在于讓波動可預測、可應對、可利用。對中國而言，也應在保持價格靈活的同時，建立合理的監(jiān)測與干預機制，使‘負電價’既能傳遞系統(tǒng)約束，又不會造成市場恐慌?！蓖跤览f。
“以浙江為代表的新能源與負荷峰谷的不匹配，應通過擴大日內交易、完善輔助服務市場和需求響應機制來增強調節(jié)能力；以內蒙古、四川等地為代表的風光和水電裝機規(guī)模大的地區(qū)，‘負電價’往往出現(xiàn)在夜間或豐水期，應當鼓勵儲能在負價時段充電，并通過合理的結算政策確保其經濟性。同時，推動可中斷負荷、工業(yè)移峰生產、冷熱儲能等參與市場，在低價時段主動吸納電力。只有當價格信號能引導行為時，‘負電價’才能成為調節(jié)的良性信號?！蓖跤览Q。
此外，還需要從源網協(xié)調與調度優(yōu)化入手，減少局部時段的電力堵塞。“應著力提升外送通道利用率和跨省交易靈活度，在價格低迷時引導電量向外輸出。在豐水期合理安排水電調度，防止集中出力造成價格長時下探。還可以通過優(yōu)化外購電曲線和發(fā)展分布式儲能來削減本地的低谷壓力?！蓖跤览a充道。
對于各發(fā)電主體來說，還應直面“負電價”環(huán)境下的機遇與挑戰(zhàn)。“新能源企業(yè)面臨‘負電價’帶來的直接收益壓力，需要通過儲能配置、合約對沖和靈活調度來提升收益穩(wěn)定性；煤電機組作為系統(tǒng)的調節(jié)和兜底電源，在‘負電價’的倒逼下，必須提升靈活性，以減少低效出力時段的損失；水電機組，尤其是西南地區(qū)的豐水期電站，必須優(yōu)化調度與外送節(jié)奏。傳統(tǒng)的長周期調蓄需要與實時的市場價格信號相結合，合理安排棄水與發(fā)電時機。未來，水—光—風—儲聯(lián)合調度將成為主流趨勢?！蓖跤览f。
張燕秦也表示，下一步，國家能源局將指導各地加強市場運營監(jiān)測，密切關注“負電價”發(fā)生頻次和持續(xù)時間，科學研判市場風險，提前采取防范措施，降低現(xiàn)貨市場“負電價”頻次，穩(wěn)定發(fā)電企業(yè)合理收益預期。
