电力市场“负价格”现象解读分析及启示

今年以来，疫情全球大流行导致国内外能源市场需求骤然萎缩、原油等大宗商品价格急剧下跌，“负油价”、“负气价”、“负电价”现象频繁发生。今年4月，WTI原油期货首次出现了负值结算价；3月初，美国瓦哈枢纽天然气价格在2019年之后再次跌至负值；德国、法国、丹麦、比利时等欧洲国家均出现了负电价。我国电力现货市场结算试运行中，山东也出现了短暂的负电价。本文对近期国内外能源市场“负价格”事件进行解读分析，研判其发展趋势，提出相关措施建议，为我国能源市场建设和风险防范提供借鉴和参考。

能源市场“负价格”事件分析及启示

来源：中国电力 ID：ELECTRIC-POWER

执笔人：范孟华、赵铮

国网能源院

企业战略研究所

一、油气市场“负价格”现象解读分析

从价格机制上看，允许出现负价格完善了商品价格发现机制，将改变经济社会对商品价格“下限”的固有观念。今年以来出现的几次负价格具有典型性。

在原油现货市场，今年以来，由于疫情导致的需求下降，叠加主要产油国减产未达预期、仓储空间不足等因素，原油现货价格持续下跌，生产商甚至通过负价格来避免关井停产。3月18日，美国怀俄明州沥青酸油出现全球首个负价格的原油报价-19美分/桶，并于4月20日跌至历史最低值-54.19美元/桶。

在原油期货市场，在原油市场整体供需失衡、价格持续下跌的背景下，期货市场部分投资者存在做多、抄底心态，加之交易所临时修改交易规则（允许负价格）、合约临近交割日、空逼多等多重因素影响，北京时间4月20日美国西德克萨斯轻质原油（WTI）期货5月合约（4月21日到期，5月交割）价格跌至历史新低-40.32美元/桶，当日以-37.63美元/桶报收，出现了上市以来的第一个负值结算价。

在天然气市场，由于传输主要依赖管网，天然气相比原油的存储难度更大，一旦产能过剩而运力不足，为保持连续生产，生产商可能采取直接燃烧或付费给用户的方式对天然气进行处理。随着开采技术的进步、需求下降，美国局部地区开始出现天然气负价格。2019年3月28日，美国西德克萨斯州的瓦哈（Waha）枢纽天然气价格首次跌至负值；2020年3月初，瓦哈天然气价格再度跌到-0.5美元/百万英热单位以下。

国际机构普遍认为，这几次负价格反映出疫情之下全球能源产业面临的巨大冲击和资本市场动荡加剧，考虑未来疫情导致供需失衡和市场不确定性提高，预计大宗商品出现负价格的概率可能上升，特别是能源、化工等领域不易运输、库存告急的商品。总的来看，油气市场“负价格”主要成因有三方面：一是新冠疫情给全球经济增长带来挑战，油气产能过剩、供大于求导致价格下跌。二是油气仓储和运输成本较高，仓储空间不足时，储存成本甚至超过商品价值，致使交易价格出现负值。三是期货市场的抄底、移仓、逼仓等投机行为，进一步加剧原油期货价格下跌。

二、电力市场“负价格”现象解读分析

近年来，受可再生能源占比提升、用电需求下降、电网阻塞等因素影响，德国、美国加州、丹麦等新能源占比较高的国家/地区，负电价频发且呈增长趋势（如图1所示）。

图1 2017-2019年部分国家和地区负电价小时数

（一）国外电力市场“负价格”情况

欧洲电力市场采取分区边际电价机制，即根据电网阻塞情况事先划定若干分区，分别根据分区内的机组和负荷报价，计算分区边际价格。近年来，受新能源快速发展、需求下降等影响，电力呈现供大于求格局。为进一步丰富供需调节手段，德国、法国、奥地利和瑞士等国家先后引入了负电价制度。部分新能源机组为获取新能源发电补贴在市场中采取报负价的竞争策略，德国、法国、丹麦、比利时等国的负电价现象频发。其中，德国在一季度已有128小时处于负电价状态。4月以来，由于新能源大发等因素，德国等国家负电价幅值进一步增加，5月24日德国电价最低跌至近-80欧元/兆瓦时（如图2所示）。

图2 欧洲部分国家5月24日负电价情况

美国电力市场普遍采取节点边际电价，该价格反映某个节点上增加单位负荷需求时的边际成本，其数值受供需情况和电网阻塞影响。当系统整体供大于求或电网发生阻塞导致局部供需失衡时，可能产生节点边际电价为负的情况。例如，4月26日上午10:00至下午13:00，加州某节点的节点边际电价为负值（见表1）。

表1 美国加州2020年4月26日某时段个别节点电价为负值

单位：美元/兆瓦时

（二）我国电力市场“负价格”情况

当前我国电力市场建设持续深化，山东、山西、浙江等8省正在开展现货市场试点。受外来电和新能源出力影响，叠加保供热需求（部分机组选择作为供热机组、接受市场价格），山东电力现货市场部分时段出现零价甚至负价现象。2019年12月11日13时，现货市场首次出现-40元/兆瓦时的负电价；2020年4月13日13时，再次出现-20元/兆瓦时的价格；4月17日又出现连续五个小时的-0.0002元/兆瓦时的价格。

（三）电力市场“负价格”原因分析

电力市场出现“负价格”，表明市场中供大于求或电网局部存在严重阻塞，意味着发电机组为保持运转不得不向用户支付费用以鼓励用电。电力市场“负价格”主要成因包括：

从供需形势看，受可再生能源渗透率不断提升、新冠疫情等因素影响，电力总体供大于求、市场竞争激烈，价格下行趋势明显。据欧盟委员会发布的《电力和天然气市场季度报告》，今年第一季度，欧盟27国电力需求下降3%，而成本低廉的可再生能源发电量占比达到40%，创历史新高。

从竞价策略看，出于发挥低边际成本优势、获取补贴或规避高额启停成本等考虑，部分机组在市场中采取报零价或负价竞争策略。对于新能源机组，边际发电成本接近于零，特别是并网较早、有补贴收入的项目，在市场中可能会采取报负价的方式提高上网电量。对于常规火电机组，受到技术和成本约束，无法频繁启停且有最小出力限制，在供大于求且竞争激烈时，不得已采用“倒贴钱”的方式获得继续发电的权利。

从系统运行看，受到新能源出力预测偏差大、局部输电系统存在阻塞、系统灵活性不足等因素影响，“负价格”发生的几率有所增加。一方面，部分时段新能源出力远超预期，但系统灵活性不足无法及时响应供需变化，一些传统机组仍需运行在最低出力水平，从而导致供大于求和负价格发生。另一方面，新能源机组往往远离负荷中心，由于电网建设相对滞后，电网阻塞增加了局部发生负电价的概率。实际中“负价格”往往与高比例新能源接入系统有关，且在周末、假日、半夜、中午等时段发生概率较高。

三、对我国电力市场建设的启示

一是进一步健全电力市场体系，理顺价格机制，发挥市场价格信号对资源配置的引导作用。新能源的快速发展给电力系统运行带来很大挑战。我国需要加快推进包含中长期、现货、辅助服务、容量市场等在内的全形态电力市场建设，形成反映不同类型电源价值的完整价格体系。在市场设计中，应合理确定市场限价，充分体现发电投资激励、市场的电能价值和风险防范等因素，并根据外部环境变化动态调整。

二是适时引入电力金融交易，加强交易制度设计和监管，为市场主体提供规避风险的手段。“负价格”反映出现货市场存在较大的价格波动风险。适时引入电力金融交易（电力期货和电力场外衍生品交易等），能够为市场主体提供风险管理工具，增强市场的流动性和价格信号完整性。同时，为确保电力金融市场的有序运作，需要在投资者适当性制度、账户制度、穿透式监管、保证金制度、结算和交割制度等方面加强设计和监管，做好风险管控。

三是逐步完善政策体系和市场机制，为需求侧资源有效利用提供合理的激励措施。“负价格”可视为一种需求侧资源引导手段。我国部分省份已经试点开展了虚拟电厂等需求响应项目，但还面临政策法规不健全、补贴机制、市场机制及商业模式不完善等问题。未来应着力健全完善需求响应资源应用的政策机制体系，因地制宜推动将需求响应纳入辅助服务市场、电力现货市场和容量市场，增强对需求响应资源的经济激励，激发需求响应积极性。

专家介绍

范孟华，国网能源院企业战略研究所企业战略规划研究室主任，博士，咨询工程师（投资）。主要从事电力市场、电力改革、战略规划等方面研究工作，主笔撰写《国内外电力市场化改革分析报告》（2015-2017年）、《国际电力市场建设实践与经验》（2019年）等多部著作，多次获得中电联中国电力创新奖、国网公司科技进步奖和软科学成果奖等科研奖励。曾获得“国家电网公司青年岗位能手”、“国家电网公司优秀专家人才后备”等荣誉称号。

赵铮，国网能源院企业战略研究所高级研究员，博士。主要从事电力市场设计、电力市场模拟仿真、电力体制改革等领域的研究。曾参与多项国家电网公司重大科技项目、重大战略课题、管理咨询项目等的研究与管理工作，曾多次获得国家电网公司软科学成果奖。

团队简介：企业战略研究所（以下简称战略所）成立于2009年，原名为企业战略与管理咨询研究所，2010年12月单独设立企业战略研究所，是国网能源院核心研究所之一。经过多年实践和积累，在企业发展战略与规划、体制改革与电力市场、企业国际化发展等领域已形成显著优势，培养造就了一支专业素质高、研究能力强的研究咨询队伍。战略所内设企业战略规划研究室、改革与市场研究室、国际化发展研究室，共有32名员工，平均年龄32岁，其中博士27人，硕士5人，具有高级职称12人，国家电网公司优秀专家人才后备3人，是一只充满活力、善于思考、凝聚力强的团队。曾获得“2010年度国家电网公司先进党支部”、“2011-2012年度国家电网公司科技工作先进集体”、“2018年度国家电网有限公司先进班组”、国网能源院“2011-2017年度先进集体”以及“课题攻关党员先锋团队”等称号。2016年，设立“马莉劳模创新工作室”。