作者 | 杨锐
编辑 | 杨锐
排版校对 | 甘惠淇
最近《人民日报》发了一篇文章，专门谈如何看待“负电价”。
卖电还要倒交钱，这是什么情况？
这是因为经济大省浙江，居然出现了负电价。
据媒体报道，1月份有几天，浙江电力现货市场一度电的价格是-0.2元，啥意思呢？就是发电企业想把自己的电卖出去，一度电要倒交0.2元，纯属亏本做生意。
有人就奇怪了，倒贴钱做买卖不是傻吗？不卖不就行了。
实际上，负电价不等于负电费。
对于这种情况，国家能源局相关司局负责人在回答媒体提问时就说了，在我国电力市场，包含中长期、现货、辅助服务市场等，现货市场的价格机制是的“能涨能降”，依托分时价格信号动态反映供需。
一般来说，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”。
举个例子，在供给方面，浙江1月份以晴好天气为主，依靠太阳的光伏，依靠风力的风电这些新能源发电就多；而需求方面，春节假期工厂开工少，用电也就少，加上气温回升、取暖用电下降，供需不平衡之下就导致个别时段电力供大于求，于是就出现了短时间的负电价。
也就是说，所谓负电价，更多的是电力现货市场里短期出现的现象，且并不固定。
而且，就像股票交易有跌停板限制一样，电力现货价格也有最低价格限定，不会无限跌下去。
2024年12月，浙江出台了一个《浙江电力现货市场运行方案》，其中对电力现货市场申报价格是有下限要求的，最低就是-0.2元，不能再低了。
那又有人会问，就算是短时间出现了负电价，出现多了，发电企业还是倒贴钱做买卖，这不是傻吗？
的确，不光浙江，山西、山东、广东、甘肃等地负电价的问题已经持续了好几年。 山东在2022年有176天的电价小于每度电0元，其中共有135天出现-0.08元的负电价。2023年又出现了36次负电价。
不过，光算频次不算总时间是不对的，只看跌不看涨也是不对的。
浙江2024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%。中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放也表示，在一天或几天中，负电价仅占较少时段，而且，电力现货市场中，不仅有短时负电价，也有短时高电价。
除此之外，还有个还有一个关键问题就是，出现负电价的现货市场，在总的交易电量里其实占比还不太大，一般在10%以内，因此对发电企业来说，总体收益影响还有限。
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。
不卖不就行了吗？
不卖还挺难的，你不卖就要储存起来，储能成本可不低。
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。
为什么会出现这种现象?
原因就是太阳能光伏、风力发电这些新能源的大发展。
中国在2020年底提出“双碳”目标，当时新能源装机是5.3亿千瓦，四年之后已经达到了14.1亿千瓦，4年间新能源装机净增8.8亿千瓦，新能源在全部电力装机中的占比达到了42%。
但问题就是，前端是发电了，可电网现在容纳不了这么多新能源。
原因很简单，新能源的边际成本低，但是系统成本高，它无法独立实现24小时灵活可调供电，但是电网是需要稳定输出的，所以就需要给新能源配备庞大的系统调节资源，比如火电、储能等等，这个成本是很高的。
现在电力不存在供不应求的问题，所以很多省也在竞相下调新能源保障性收购的小时数，减少财政的压力，现在有的风电场基本不运行，因为亏得太厉害。
中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放总结一句话：负电价的本质是电力系统短时间内调节能力有限。
而现在最关键的是，新能源的“新手保护期”要结束了。
标志性的文件就是2025年1月国家发改委、能源局发了一个重要通知，提出“新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成”。
也就是说未来新能源发的电，都要竞价上网了。
韩放在回答《人民日报》提问时就判断说，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。
总之一句话，零电价、负电价以后会越来越常见。
那么，发电企业该怎么办？
对此，国家能源局相关司局负责人提了几条意见：
第一，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。
第二，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。
第三，加强省与省之间电力的互通有无，降低某一省份内现货市场负电价的频次。
第四，加强监测和预警，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。
而对新能源运营企业，韩放建议，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。
总之，这对用电企业和居民来说可能是个好消息，因为电价可能下降，但是对之前轰轰烈烈，过惯了“躺着挣钱”日子的新能源运营企业来说，就难了。
原文标题 : 解读｜卖电还要倒交钱？《人民日报》发文谈负电价，什么信号？
