我国“负电价”现象背后的新能源改革思考，从“负电价”看新能源市场化改革：机遇与挑战

我国电力市场中出现的“负电价”现象，如山东、浙江等地都有出现。同时介绍了国外“负电价”也不鲜见。深入分析了“负电价”的成因主要是供需关系。并且随着新能源上网电价市场化改革的136号文件发布，新能源电力交易进入新阶段，这对新能源电站投资收益、工商业和居民用电等有着不同的影响，也引发了如市场抢并网等现象，还探讨了取消强制配储对储能行业的利好等内容。

21世纪经济报道记者费心懿于上海报道，“负电价”现象逐渐在我国电力市场崭露头角。2023年的五一期间，用电大省山东首次出现长达20多小时的“负电价”现象，这是我国电力市场首次出现负电价，而且在之后的两年山东省继续出现这种现象。到了今年1月19日，浙江电力现货市场首次记录了 -0.2元/千瓦时的地板价，次日再次出现同样价位，直至1月21日才转正。实际上，在《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（即“136号文件”）于今年2月发布之后，新能源电力交易步入“不保价不保量时代”，“负电价”现象的出现使得人们对新能源电站投资收益产生担忧。那该如何理性看待“负电价”现象呢？“136号文件”的下发又将怎样改变新能源投资逻辑？21世纪经济报道记者与山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌进行对话，试图穿透行业迷雾，洞察一线变化。所谓负电价，就是在电力市场上，电力出清价格低于零。在电力市场化程度更高的国家，“负电价”情况并不罕见。2024年，德国的电价跌至负值的时长达到468个小时，比前一年的292个小时增加60%以上。除此之外，法国、荷兰、西班牙、芬兰等欧洲国家也曾出现过“负电价”。张晓斌提到，电力市场上负电价的成因基本由供需关系决定，这也是山东和浙江出现负电价现象的共同原因。由于新能源具有波动性、不稳定性的特点，白天中午时段往往风光大发，而用电负荷无法完全消纳，就会出现供大于求的局面。发电公司为了实现电量出清，会通过报低价的方式。我国新能源上网电价最初实行“标杆电价”，后来财政补贴逐渐减少，新建项目也逐渐引入市场化机制。目前，随着我国新能源大规模发展，深化新能源上网电价市场化改革势在必行。随着多省电力现货市场转正，电力现货价格将由供需关系决定。国家能源局的数据表明，2024年1 - 10月，全国电力市场交易电量达5.08万亿千瓦时，占全社会用电量比重从2016年的17%上升到62%，新能源市场交易电量占新能源发电量的近50%。2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”）。一是推动新能源上网电价全面由市场形成；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制；三是区分存量和增量项目分类施策。136号文件的发布意味着新能源电力交易进入“不保价不保量”时代，这是新能源规模化发展的一个重要里程碑，标志着全国将有超80%的发电装机容量完全市场化。值得注意的是，山东和浙江出现负电价的时间都在假期期间。由于各个省份的电价区间不同，山东与浙江的电价出清触及“地板价”的成因与各地的定价策略有关。根据《浙江电力现货市场运行方案》，电力现货市场申报价格上、下限分别建议为800元/兆瓦时和 - 200元/兆瓦时，市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和 - 200元/兆瓦时。张晓斌表示：“其实浙江省设置市场出清价格负值的本意是想降低整个浙江省民营企业的用电成本，在新能源大发时让更多高耗能企业用上便宜的电。”针对这次深化新能源上网电价市场化改革，国家发展改革委、国家能源局有关负责人强调，这项改革对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户而言，静态估算预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。当新能源发电脱离“标杆电价”，引入市场化机制，新能源发电上网走出固定收益模式，从业者与电站投资方必然需要重新制定策略与上网模式。张晓斌分析：“之所以当前电力现货交易中出现负电价，其实是因为电站的大部分的电量已经通过中长期方式有了收入的兜底保障。如果所有电量都进入现货市场，电站主动报负电价，一发电就是亏钱的情况是不现实的。发电企业需要考虑边际成本。所以部分时候的节点电价出现负电价也可以接受，但是最终日内或者月度的电价还是需要满足收益的。”与此同时，《通知》明确，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。张晓斌介绍，当下，由于未来各地新能源电价全面上网的机制尚未明朗，存在一定的政策窗口期。市场上出现了抢并网的现象，如在4月30日前抢工商业全额并网，在5月31日前抢存量项目的窗口。另外，随着136号文明确提出要取消强制配储之后，也将给行业带来利好。储能行业有望扭转原本建而不用的局面，走向市场化。张晓斌分析，想要让电站的收益最大化，“光伏 + 储能”实现错峰发电正在成为共识。光储融合的模式在未来的电力市场下，更加考验企业的运营管理能力，“对很多从事工商业储能的企业来说，他们的营销模型需要改变，下一步，他们的大客户群体将是广大的分布式光伏企业。”（海报/郑嘉琪；剪辑/王学权）

本文总结了我国电力市场中“负电价”现象的出现，包括山东、浙江等地的情况。分析了其产生的原因主要是供需关系。阐述了136号文件发布后新能源电力交易进入新阶段，这对不同用户的电价影响不同，也改变了新能源电站投资方等的策略，同时还引发了市场抢并网现象，并且136号文件取消强制配储对储能行业带来了新的机遇等内容。