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在传统认知中,电价总是正值,“电力”作为一种商品,用户消费电力就得支付相应费用。然而,在高比例新能源电力系统的时代大背景下,“负电价”这一电力市场的新现象在人们的视野中越来越清晰。
近年来,山东电力现货市场连续出现“负电价”现象,今年1月,“用电大户”浙江电力现货市场连续两日出现“负电价”……一时间,“电费为何会倒贴”“市场是不是失灵了”等热点话题频上热搜,社会各界对我国新能源发展前景产生了担忧。
3月12日,中能传媒记者就上述热点话题,专访了中国电力企业联合会监事长潘跃龙。
潘跃龙指出,“负电价”的出现,深刻反映出电力商品属性从理论走向实践的深化过程。“负电价”并不是可怕的“洪水猛兽”,而是电力现货市场实时供需变化的真实反映。随着我国风光新能源装机占比超过40%,以及负荷峰谷差持续拉大,“能涨能降”的市场价格机制,恰是市场机制放开后必然释放出的活力体现。现货出清环节短时负电价释放的是市场信号,发挥系统调节作用,电力中长期合约仍占据主要比例,发挥着保供稳价的作用,我国电力市场交易结算均价总体平稳。
中能传媒:“负电价”是如何产生的?其是否为电力市场运行的正常现象?
潘跃龙:电力现货市场出现负电价现象,在全球主要电力市场中并不少见,由于不同市场在规则弹性、调节能力、跨区协同等方面存在差异,最终导致负电价现象在时空分布特征和呈现方式上各有不同。
以国外典型电力市场为例。德国2024年春季,大风季风电占比25%、跨国电力市场调节能力较强,单次最长持续6小时,最低价达-80欧元/兆瓦时;美国加州2024年3月午间,光伏装机占比30%、储能配置仅4%的区域因阻塞连续5天(11:00~15:00)出现负电价,而负荷中心价格仍维持正值,这凸显了节点电价对局部供需的精准反映。
更具代表性的是北欧电力市场,2023年5月末,芬兰因气温回暖导致水力发电激增,全天平均电价跌至-20欧元/兆瓦时,成为首个全天负电价地区;2023年5月26日,荷兰光伏大发时段电价更是一度跌至-400欧元/兆瓦时,单日负电价持续8小时。
我国随着新能源的快速发展和电力现货市场的加快建设,反映市场供需的短时信号也更加明显,2025年1月19日~20日春节期间,浙江电力现货市场因工商业负荷骤降30%,而同期全省新能源装机已达5682万千瓦(其中光伏4727万千瓦),连续两日出现-20元/兆瓦时的最低电价;2023年“五一”假期,山东在光伏装机占比达22.5%的情况下,假期工业负荷骤降19%,现货市场连续22小时出现负电价,最低触及-85元/兆瓦时。
通过以上案例可发现负电价的规律。从时间维度来讲,负电价多发于风光大发季与节假日负荷低谷期,午间光伏出力高峰和夜间风电高峰是主要触发时段,而且单次持续时长与系统调节能力呈负相关;从空间维度来看,新能源渗透率高的区域负电价频次相对更高,而市场规则中对负电价的容忍度,直接决定了负电价能否充分暴露,从而真实体现供需关系的变化。
负电价的出现,是新能源渗透率不断提升和电力现货市场出清机制带来的客观现象,市场化带来的并非仅仅是负电价,而是负电价与高电价同时存在的局面,通过适度拉大峰谷价差体现了电力作为特殊商品的供需关系,引导削峰填谷,通过价格信号提前发现系统调节瓶颈,为储能投资、需求侧响应、跨区交易优化提供数据支持和信号引导。
因此,电力现货市场短时出清的负电价不等于结算负电价,需要理性客观看待,不适宜过度解读。
中能传媒:“负电价”传达了一个什么样的市场信号?
潘跃龙:
负电价现象从本质上看,是电力系统电源结构与负荷需求长期错配矛盾的外在表现,能像“吹哨人”一样发挥预警作用,及时反映系统结构性问题。
尽管在2022年9部门联合发布的《“十四五”现代能源体系规划》中就已提出“优化新能源布局”的要求,但长期以来,新能源“重资源开发、轻系统适配”的惯性思维依旧存在,导致个别新能源大发时段出现严重的供过于求,最终必然以负电价的形式呈现。
负电价的出现,反映出我国的新能源发电投资布局还有待优化,用电资源、灵活性资源的投资潜力还有待挖掘。
负电价虽然是市场建设过程中的正常现象,但也是电力系统短期供需失衡状态的一种表现,应予以高度重视,需要根据负电价出现的具体场景,分析不同层级的系统失衡情况。
偶发性短时负电价,通常由极端天气或突发性负荷波动引发,虽然属于短期扰动,但已表明系统灵活调节能力可能已接近临界;连续性长时段负电价,意味着刚性供过于求,新能源出力与负荷需求形成硬缺口,此时需要警惕跨区输电通道利用率不足、传统电源调节受限等物理约束;全年高频次长周期出现负电价,则指向结构性矛盾,比如新能源发展过快、灵活性资源短缺、需求侧响应机制不完善等,甚至可能意味着市场有效性边界已被突破,在现有市场规则下无法达成供需均衡。
从更深层次来看,负电价的时空分布特征实际上是电力系统规划运行的结果体现。如果没有负电价等信号的警示,系统失衡问题经过积累,将会以更严重的大量弃风弃光或供电短缺等形式爆发。所以要加快建立电价信号的响应机制,发挥市场优化配置资源的作用,激励调节性资源积极高效地参与市场,促进新能源高质量可持续发展。
中能传媒:
“负电价”的出现,对我国新能源发展有什么启示?在新能源全面入市后,您有什么建议?
潘跃龙:
“双碳”背景下,我国能源绿色转型方向是不变的,需要促进新能源的可持续发展,保障合理的收益,引导合理预期,通过市场机制优化投资布局。
新能源全面入市后,市场电价的波动给企业经营发展带来变化,与新能源企业自身的出力特性、调节能力密切相关。光伏发电受限于午间出力曲线的刚性,午间易出现“光伏尖峰—负荷低谷”的错配,需要通过储能调节或制氢消纳来实现负荷转移;风电由于夜间出力高峰与居民用电低谷出现错配,需考虑跨省绿电交易与负荷侧响应机制等;新能源发电企业需要结合技术特性的差异,适应市场机制,优化投资和报价策略,合理配套储能等设施,优化发电曲线,在市场价格波动中发挥优势。
在电力市场的环境下,新能源企业需要进一步加强项目规划投资和运营等环节的衔接——
在规划和投资环节要建立科学的价格弹性评估模型,将区域调节能力、跨区通道利用率等市场化参数纳入资源开发优先级测算。
在运营环节需建立波动性收益模型,利用负电价时段的低成本储能充电与高价时段的灵活放电,实现收益跨期平衡。促使新能源项目增加收益,提高抗风险能力,实现高质量发展与系统安全的动态平衡。
今年印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)中明确提出“推动新能源上网电量全面进入市场交易,通过市场交易形成价格”的要求。尽管当前电价波动较大甚至短时出现负电价的情况,但我国能源绿色转型方向不变,新能源参与市场是必然趋势。
在推动新能源入市的同时,需要同步加强促进新能源高质量发展的保障性措施,给予新能源稳定发展预期。建议从三个方面优化完善:一是不断优化适应新能源特性的电力市场交易规则,完善电力中长期交易合同机制,允许新能源企业与电力用户、售电公司等签订更灵活的长期合同,锁定一定时期内的电价,降低因电价大幅波动带来的风险。引入容量市场机制,根据新能源发电设备的装机容量给予一定的容量补偿,确保新能源企业在市场低谷期也能获得稳定收入,增强其抵御负电价风险的能力。二是加强储能与新能源协同发展,加大对储能技术研发和应用的支持力度,通过财政补贴、税收优惠等政策,鼓励企业建设储能设施,建立储能参与电力市场的运营模式,如允许储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场,通过提供灵活性调节服务获取收益,同时帮助新能源平滑出力,减少负电价时段的电力过剩。三是提升新能源系统适配能力,不断加强新能源与负荷侧的协同规划,结合不同地区的产业结构和用电特性,合理布局新能源项目,提高新能源与负荷的匹配度。利用大数据、人工智能等技术,精准预测新能源出力和负荷需求,优化电力系统调度,提高系统对新能源的消纳能力,减少因供需失衡导致的负电价情况。
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