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“发电收费、用电付费”,符合大多数人的认知。但企业发电您听过报出负电价吗?
今年,浙江在个别时段出现-0.2元/千瓦时的电价。山西、山东、广东、甘肃等地此前也出现过零电价或负电价,引发一些讨论,比如“电白送,是电力市场设计失灵了吗”“是不是新能源发展过快导致电力供过于求”“新能源发电,收益会不会受影响”等。应当如何看待负电价?记者采访了国家能源局相关司局负责人和业内专家。
——编 者
对话嘉宾:
国家能源局相关司局负责人
中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放
国家电力投资集团有限公司专职董事唐俊
为何出现?
负电价不等于负电费,体现电力现货市场的实时供需信号,但也反映了该时段电力系统调节能力有限
记者:负电价是如何产生的?这是电力市场的正常现象吗?
国家能源局相关司局负责人:负电价不等于负电费。我国电力市场包含中长期、现货、辅助服务市场等,现货市场的价格机制“能涨能降”,依托分时价格信号动态反映供需。现货市场短时出现负电价,在综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后,仍会以正电价结算,不会出现“付费发电”。
新能源发电随机性、波动性强。如果在某个时段,新能源大发、用电负荷又恰好偏低,就可能出现负电价。以浙江为例,发电侧,1月份以晴好天气为主,新能源出力激增;用电侧,春节假期工厂用电负荷下降,叠加气温偏高、取暖需求下降,全省日均用电负荷骤降,导致个别时段电力供大于求。
负电价体现了电力现货市场的实时供需信号,反映了电力系统在新能源大发时、短时间特别是节假日期间出现的供大于求现象。总体看,短时出现负电价或零电价,符合市场运行规律。
但如果长期出现负电价,可能意味着电力明显供大于求,需要根据市场价格信号及时引导电力规划建设,建立适应新能源大规模发展的多维度价格机制,例如完善煤电容量电价、辅助服务价格以及绿电环境价值等,以市场化方式更好推动能源低碳转型。
韩放:电能不可以长周期大规模储存。目前抽水蓄能、电化学储能等可以存储部分电能,但储存量有限且成本相对较高。当用电负荷极低时,机组出力已降至最低,减少出力或者储存电能成本较大,可能导致现货市场出现负电价。负电价的本质是电力系统短时间内调节能力有限,没有调节能力的发电企业花钱购买调节资源。
电力现货市场均设置限价,即最高限价和最低限价,不同省份各不相同,大部分省份最低限价是0元/千瓦时,当最低限价为负时,就可能出现负电价。浙江去年5月1日转入长周期结算试运行至今,负电价时段占比不到2.5%。国外电力现货市场也会出现负电价,2024年,德国电力现货市场负电价出清时段占比5%,法国、荷兰、西班牙、芬兰等国也曾出现过负电价。
记者:为什么发电企业会愿意低于成本申报价格,而不是停掉一些机组?
韩放:在一天或几天中,负电价仅占较少时段。对于火电机组而言,频繁启停对机组寿命影响较大。而且,电力系统需要有一定的火电机组保持运行,以应对新能源发电的波动性、保持电力系统的频率稳定。对于新能源场站来说,早期项目有电价补贴,虽然报了负电价,但叠加补贴实际收益仍有可能为正。
有何影响?
有短时负电价,也有短时高电价,市场价格优化发用电行为
记者:负电价对发电企业、电力用户有什么影响?发电企业会不会出现较大亏损?
国家能源局相关司局负责人:现货市场交易电量占比一般在10%以内,电力中长期合同保障了发电企业电量电价的“基本盘”,目前看负电价对总体收益影响有限。以浙江为例,新能源90%的发电量按照0.4153元/千瓦时结算,仅10%参与现货市场,即便出现负电价,结算价格仍可覆盖发电成本。再比如山东电费结算由“中长期+现货+容量补偿”组成,现货交易实行“日清月结”,按月度周期有80%以上为中长期合同,负电价对结算电价影响较小。
也应看到,电力现货市场中,不仅有短时负电价,也有短时高电价,市场价格优化发用电行为的引导作用正在显现。比如短时高电价,可以引导火电企业顶峰发电、电力用户减少用电需求,提升电力供需紧张时段的安全保供能力;短时低电价,可以引导火电企业压降出力、储能和虚拟电厂等主体参与系统调节、电力用户增加用电需求,扩大新能源消纳空间。
唐俊:负电价环境下,对煤电机组而言,发电空间会受到一定挤压。随着新能源装机占比不断提高,煤电机组需要逐渐适应从主要发电角色向“发电+调节+顶峰”的灵活性电源角色转变。如何在保障电力供应稳定的同时,降低运营成本,提高灵活性,是煤电机组需要解决的关键问题。
对新能源场站而言,负电价带来的直接影响是度电均价下降。受中长期合约签约比例等交易策略和预测水平影响,不同场站结算均价存在较大差异。从长远看,新能源需要通过技术创新、精准预测发电出力等举措,降低发电成本,提升市场竞争力。同时在项目前期做好投资决策,优选项目类型、建设地点以及装机规模,降低投资风险和运营难度。
韩放:老百姓可能关心负电价对居民电价的影响。现行电价体系下,居民用电价格执行目录销售电价,未与市场价格挂钩,短期现货市场价格涨跌不会传导至居民侧。
记者:当前电力系统调节能力仍然存在短板,随着新能源大规模接入,负电价会成为趋势吗?
韩放:从短期看,新能源装机规模迅速扩大,对系统灵活性的要求提高,尤其随着更多省份的现货市场转入正式运行,负电价有可能会更频繁出现。但从长远看,负电价给出了明确的价格信号,将加速推动电力系统调节资源建设,提升电力系统灵活性,负电价的频次可能随着调节能力的提升而逐步收敛,呈现动态平衡特征,避免价格大幅波动。
如何完善?
优化电力系统调节能力,完善电力市场机制,实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳
记者:一些观点认为,负电价客观反映了新能源面临的消纳挑战,可能影响收益预期和投资积极性。下一步,推动新能源平稳有序参与电力市场,有哪些考虑或者建议?
国家能源局相关司局负责人:近年来,电力系统调节能力持续提升。截至2024年底,全国灵活调节煤电规模超6亿千瓦,抽水蓄能投产规模超5800万千瓦,累计建成新型储能超6000万千瓦,跨区跨省输电能力超3亿千瓦。2024年在新能源装机增速远高于负荷增长的情况下,新能源利用率维持在95%以上。
下一步,我们将配合国家发展改革委落实好新能源全面入市政策,指导各地结合实际,科学确定存量与增量项目机制电量电价,保持存量项目平稳运营的同时,通过市场化方式确定增量项目的机制电价,让企业能够有合理稳定的预期。
同时,优化电力系统调节能力,进一步发挥虚拟电厂、新型储能、氢能等调节作用。完善电力市场机制,加强省份间电力互济,以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳,实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳,降低省份内现货市场负电价频次。强化市场运营监测,建立常态化电力市场运行预警机制,实时监测负电价发生频次与持续时间,科学研判市场风险,提前采取防范措施。
韩放:电力现货市场短期出现负电价不会显著影响企业的长期运营。但也启示我们,未来需进一步深化电力市场化改革,打破省份间的交易壁垒,通过全国统一市场实现资源更大范围的优化配置;引导新能源合理规划、科学投资和高质量发展;建立多元化收益渠道,拓宽新能源的价值实现路径;引导用户侧资源主动参与系统调节,推动新能源实现高质量发展。
唐俊:在能源转型的大背景下,新能源发展是必然趋势,但并不意味着可以忽视火电、燃气等其他电源的重要性。各类电源应在市场机制的引导下,实现优势互补,共同保障电力系统稳定运行。同时,要加强电网网架结构的建设和优化,提高电力输送和分配效率,这也是实现新能源利用率提升和各类电源协同发展的关键。
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