發電還要倒貼錢？求解“負電價”迷思

今年以來，山東電力市場的兩次“負電價”現象，引起了人們關于“負電價”的熱點討論與思考。“五一”期間，5月1日至2日，山東電力市場現貨交易中心出現了罕見的連續22小時“負電價”；“十一”假期，山東電網在9月30日、10月1日連續兩天的日前、現貨交易價格中，再次出現“負電價”，這一現象頻頻出現引起部分從業人士的恐慌情緒。

同樣發生“負電價”的，還有歐洲。在歐洲，“負電價”亦是今年北歐電力領域的關鍵詞。根據央視財經的報道，9月4日，挪威首都奧斯陸、第二大城市卑爾根的電力交易價格徘徊在-0.3至0挪威克朗／千瓦時（-0.3挪威克朗約合人民幣-0.21元）之間；而在芬蘭，根據YLE（芬蘭廣播公司）的報道，該國平均電價在一周內已經五次跌入負值。

如果進一步回溯，我們會發現，今年入春后，“負電價”在西歐、北歐等地已屢見不鮮。5月份，荷蘭最低電價曾降至-4歐元／千瓦時的低值；7月份，丹麥、德國、比利時等地相繼出現“負電價”，德國更是出現了全天24小時“負電價”的極端情況，最低價一度下探至一5歐元／千瓦時，打破了歷史最低紀錄。

在關于“負電價”的討論、報道中，“發電還要倒貼錢”“通過用電能賺錢”等描述屢屢見諸報刊、網絡，但作為涉及到發電、輸配電、用電、稅收、定價機制等諸多復雜因素的現象，“負電價”背后的真實情況遠沒有這么簡單。

“負電價”是因供需關系影響而出現的正常現象

從基本原理上看，“負電價”的出現仍遵循著經典的供需關系定律，即供大于求，價格下降；供小于求，價格上升。價格出現負值，說明供給遠大于需求，且偏離平衡點較多，而且，該交易標的理論價格的極值或說期望價格的最小值本就為負。

在實務領域，“負電價”的可能性一直都存在。我國電力領域元老、原能源部政策法規司副司長朱成章早年曾撰文介紹，自1995年我國制訂《電力法》明確要實行分類電價和分時電價后，他就逐漸從國外了解到了“零電價”的存在，尤其歐洲水電發達，豐水季水電站常滿負荷發電，但夜間電能需求幾近于無，電賣不出去，電價就會歸零。2001年，他從原美國斯坦福大學教授、美籍華人余序江先生處了解到了“負電價”的原理：夜間等用電低谷時段，部分電力機組為保系統安全會留一部分機器繼續運行，同時，為避免頻繁啟停造成更大的額外損耗和設備風險、安全風險，一些機組會在用電高峰時段到來前提早啟動或不停機運行，由此導致需求低谷期供大于求，為了消納已產生的多余電力，會出現所謂“貼錢發電”的“負電價”現象。總結來說，就是為發電“貼”的錢要少于停機再開等操作的成本。

我國也曾有部分省份為避免“棄水”問題，制定過深夜水電發電超過限額即以“零電價”甚至“負電價”處理的規定，但更多是理論上的設計，實務中基本上沒有出現過此類現象。

由理論到現實，近來“負電價”頻繁“露面”背后，真正的關鍵問題是：在電力發明已近一個半世紀的今天，在如此成熟的電力市場中，到底是什么現實原因導致了供給嚴重大于需求，以致電價歸零甚至變負？

當前“負電價”的產生多與新能源消納密切相關

世界范圍內“負電價”頻繁出現與新能源的“大行其道”密切相關。

風電、光伏等新能源發電在21世紀迅速發展，歐洲尤其西歐起步較早、基礎較好，中國發展較快、規模較大，但都面臨著新能源消納難題。新能源受自然條件制約，具有明顯的隨機性、波動性、間歇性特征，即使發電成本降至平價（與煤電的度電成本大致持平），也會與主流電網需要的穩定供應產生矛盾，造成消納成本高的問題，導致消納難，甚至出現棄風、棄光現象。

德國為了解決新能源消納問題，設計了制度化的“負電價”機制，并于2007年開始實施，成為最早將“負電價”制度化的國家。按照相關機制，如果某個時段供給遠大于需求，發電方可與購電方以負的上網電價進行結算，而新能源發電的邊際成本接近零（與承擔燃料成本的傳統火電相比，風電光伏等沒有原料成本），且有政府補貼支持，因此形成了一定的價格優勢，為多余電量的消納打開了空間。前文所述9月份芬蘭的“負電價”，7月份丹麥、德國等地的“負電價”均與各國光伏裝機過剩或風力短期波動導致的新能源電力供給過剩有關。

我國山東是新能源發電大省，其“負電價”的根本原因也是本就較多的風電光伏裝機量遇到了強光照疊加大風增能，導致供給驟增，而假期工業用電需求下降，供需難以匹配，遂形成了“負電價”。

多數情況下，“負電價”并非“虧本買賣”

我國山東出現“負電價”后，有部分言論稱這是“狼來了”，不利于我國能源穩定、持續供應，會讓負重前行的傳統電力企業、艱難創業的新能源企業都遭受打擊，甚至形成惡性競爭。但在梳理了多個典型“負電價”案例后發現，即使發電企業“倒貼錢”發電，也并不意味著這讓他們的生意變成了“虧本買賣”。

以挪威出現的“負電價”為例，即使電價降至負值，當地多數能源供應企業仍可通過發電獲取“綠色電力證書”（簡稱“綠證”），而交易綠證則能產生收益。根據中國社會科學院法學研究所生態法研究室助理研究員岳小花在《綠色電力證書的法律屬性、制度功能與規范完善》一文中的介紹，挪威實行《電力證書法》，對通過水電、風電、太陽能等清潔能源發出的電力發放綠證，而按照當地有關配額義務的相關規定，每個供電商都需要持有一定數量的綠證，也因此形成了綠證交易市場，綠證價格由市場決定，且挪威與瑞典的綠證可以跨國交易。

而在德國，“負電價”制度實行伊始，就配套出臺了相關的補貼政策，政府會依據成本、裝機量、規劃等因素綜合考慮，對新能源發電企業給予一定的補貼，讓其以“負電價”出售的損失小于其棄風棄光的成本，最終既保障了企業的經營，也避免了電力浪費，促進了新能源的發展。

我國山東的“負電價”則與今年3月山東省發展改革委發布的《關于山東電力現貨市場價格上下限規制有關事項的通知（征求意見稿）》密切相關，該通知明確將現貨市場的電力出清價格下限設為負0.1元／千瓦時，而這一價格設置的考量，一方面與當地電力現貨市場試點期間就出現過“負電價”的實際情況相關，另一方面也與新能源仍享受補貼有關，新能源企業接受“負電價”后仍能在補貼中平衡成本與收益。

但對于火電廠來說，“負電價”就顯得有些無奈，因為調蜂保供任務、頻繁啟停成本較高等原因，部分機組在低需求時段仍會照常運行，電力無法消納就只能“付費發電”，但也應該看到，短期付出的費用遠小于頻繁啟停可能帶來的成本和風險。

而且，世界大部分國家地區實行峰谷電價制度，低谷“負電價”的另—面就是平段價格邊際增速快、高峰電電價“天花板”更高，在發電量、用電量雙低的時段通過“負電價”保持平穩運行，也有利于在用電高峰期快速供應上大量電力，以此在價高時獲取更多收益。

“負電價”并不意味著“用電就能賺錢”

對于用戶來說，更關注的還是“負電價”是否能給自身帶來收益。

前文提到的“負電價”，指的主要是電力市場交易價格，即發電企業（供給方）與電網的結算價格，而這些電想要到達終端用戶，還要經過電網的輸電、變電、配電等環節，并且，最終價格中還包含政府收取的稅費。所以，用戶端電費即使跟隨出貨價格下降，也較難出現“邊用電邊賺錢”的“躺贏”場景。

在“負電價”機制發源地德國，曾有研究機構測算過，最近10余年，德國居民終端電價中的電力生產成本通常只占到三分之一到二分之一左右，其余的都是稅和費。而在我國山東的案例中，當地發電側央企人士明確表示，“負電價”是報價策略，從用戶側來說是不會出現負價情況的。

不過，部分地區也出現過大客戶

“邊用電，邊數錢”的特例。今年6月份，比利時風能、太陽能發電量高企造成供大于求，當地削減新能源發電量的同時，開始向大型工業電力用戶支付一定費用，以此來消納過剩的發電量。

當然，由于各國電網、稅費調節的廣泛存在，這種情況目前尚屬個案。

“負電價”提示出儲能賽道的機會

目前來看，歐洲“負電價”已不是新鮮事，企業、市場、民眾等利益相關方也均有一定的接受度。而對于我國來說，在電力中長期交易占大頭，現貨交易規模較小的情況下，現貨市場的

“負電價”總體影響不大，而且目前出現的次數也并不多，討論熱度和衍生價值遠大于實際影響。

但“負電價”的出現的確指出了兩個明確的方向，一是通過更市場化的電力價格機制、交易體制調配供需關系，讓市場價格信號起到實際作用，避免產能過剩、資源浪費等問題；第二則是提示出了儲能的重要性。

據廈門大學能源政策研究院院長林伯強介紹，導致“負電價”的一大主因就是儲存問題，生產出來的電沒法儲存、沒地方放，才會導致通過“負電價”來消納。

如果能夠實現規模化的長時儲能，那么不管對于供電方的經營還是電力資源的有效利用，亦或電網配送和終端用戶用電的靈活性，都能形成實際助益。這也是目前儲能賽道之為風口的一個基本邏輯，但受到有效利用率較低、投資成本較高、配套消納效果不佳等影響，該產業在過去兩年的發展速度并未達到業內預期。

但在今年，得益于新能源裝機繼續增長、核心材料碳酸鋰價格下降、國內多地峰谷電價差擴大等原因，儲能的發展速度有了明顯提升，根據中關村儲能產業技術聯盟發布的數據，截至今年6月底，我國已投運電力儲能項目累計裝機規模達到了70.2GW，同比增長44%；相關企業布局也明顯活躍，業績實現提升，光儲逆變器龍頭陽光電源半年報顯示，其儲能產品營收大增，較上年同比增長257.26%。

雖然這些數據顯示出了儲能領域的強勁勢頭，也讓市場熱度、投資興趣進一步升溫，但該領域距離規模化商業應用還有較長的路要走。短期來看，儲能的發展還難以解決“負電價”問題，但隨著國外相關案例越來越多，國內的討論也愈發深入，相信當“負電價”再現時，就不會再次引發“狼來了”“發電企業要完”等恐慌情緒了。

摘自微信公眾號“鈦媒體國際智庫”