海螺新闻网
最新热点新闻

被误读的“负电价”:山东电力实时市场的连续负电价到底意味着什么_能见度

被误读的“负电价”:山东电力实时市场的连续负电价到底意味着什么_能见度

据媒体报道,2023年5月1日20时至5月2日17时,山东电力实时市场连续21小时出现负电价,被称为“创下了负电价长期现货试运行新纪录”。一时间引起业内热议。有人说“这只是开始,以后会遍布全国”。有人说,中国的市场设计要自信,不要把国外电力市场的负电价机制引入中国。也有人说“负电价会影响新能源投资的积极性”,甚至有人把这种现象上升到价值论或边际效用论的高度进行讨论。山东电力实时市场负电价是谁“过”的?

误读的正常现象

从本质上来说,山东电力实时市场连续出现负电价,恰恰说明山东市场设计中的下限价格设计更加合理,电力现货市场作为“探针”发现了其他领域的问题,这是被误解的正常现象。

1.负电价是否说明市场失灵或市场设计有问题?

电力市场出现负电价是非常正常的。电力市场中限价的目的是促进竞争和保护用户。现货电力市场竞争的是可变成本,将价格下限设置为负值的目的是实现可变成本为负的单位电量交易。为什么有些单位的可变成本为负?变动成本为负的机组主要是补贴机组,所以电力现货市场下限电价的正确设定应该是负的最大补贴值。在我国浙江和山东电力的现货市场设计中,下限价格为负,这是先进的,符合市场原则,但严格来说,两地的下限价格仍然过高。哪些受试者受益于负面设计?负值有利于可再生能源的消耗。因为可再生能源的可变成本接近于零,而且有异地补贴或绿色证书收入(也是用户支付的一种补贴),确实属于可变成本为负的单位。通过较低的可变成本,可再生能源实现了较高的消纳率,各方实现了共赢,这也是现货电力市场比计划调度更有利于可再生能源消纳的重要原因。从某种意义上说,业内“以价换量”就是这个意思,也实现了二氧化碳排放的减少。所以不能说负电价是市场失灵或者市场设计的问题。相反,是市场机制在“拼命”调动各种调节资源,实现可再生能源的最大消耗的正常过程。

2.如何确定我国可再生能源的消耗率?

中国的可再生能源享有世界上最高水平的安全政策。电力调度机构、电网企业、传统发电机组都在全力吸纳可再生能源。目前,中国的可再生能源消费政策是“指令性计划”消费政策,而不是“经济性”政策。比如国内某区域调峰市场,允许调用1元/千瓦时的调峰服务,换取约0.37元/千瓦时的等量可再生能源消耗,换句话说,就是赔钱或“烧钱”消耗可再生能源;再比如山东负价期间,大面积火电启停,大部分是一天热启停。山东对热态启停的60万级机组补偿80万元,相当于换来约180万千瓦时的光伏发电,相当于每千瓦时光伏发电启停多支付0.44元。但此时多消耗的光伏市场电费为-14.4万元,80万换来了-1。从以上两个例子可以看出,“不惜一切代价”的“指令性计划”消费增加了用户的负担,不符合国家对电力行业“保供应、稳价格”的要求。与之相对应的是,国外的电力市场都采用“节约型”的消费模式,即拒绝“亏本买卖”。我们可以看看美国加州的弃风弃光,在体量和电力构成上与山东非常相似,市场模式相同:根据加州独立系统运营商(CAISO)的数据,今年3月光伏发电量为25.67亿千瓦时,弃电量为5.716亿千瓦时(22.27)。

3.负价格告诉我们什么?

电力现货市场的作用是在真实的供求关系下找到准确的价格。当市场出现价格下限甚至负价格时,说明电力供大于求。5月1日和2日,山东统一调度最大负荷分别为6479万千瓦和6648万千瓦,较平日8000万千瓦负荷下降19%和17%。最大外功率基本不变,其他条件不变。山东工作日期间,火电仍需启停消耗光伏发电。如此规模的负荷下降,严重加剧了光伏发电期的供过于求。市场的基本真理是,当供应过剩时,生产者必须降低价格,一方面调动需求增加,另一方面与其他生产者竞争。由于补贴和绿色证书的收入与用电量挂钩,可再生能源一般采用较低的价格报价来提高消耗。传统电源为了避免在高价期停机、失去发电机会,也会同步降低首发报价,用亏本发电换取高价期的发电机会。两相叠加,就会出现“发电买单”的负价格现象。这就好比超市的临时商品,往往在收市前和其他商品捆绑在一起作为赠品,和“倒奶”事件属于两种性质。尤其是当光伏发电的功率超过相应用户的需求时,此时光伏实际上已经失去了使用价值和绿色价值(光伏一旦上网,其他时间就无法上网了),反而成为整个系统运行的负担,价格为负也就不足为奇了。还应该看到的是,由于保障可再生能源消纳政策的影响和可再生能源投资者市场意识的限制,山东只能推动10%的可再生能源参与现货电力市场。对于全覆盖的现货电力市场(电力系统不能双轨制运行),未进入市场的可再生能源只能作为价格接受者参与价格形成(无论价格多低),延长了负价格的时间(拒绝负价格的市场化发电主体可以回避)。

4.山东负电价为什么对双方影响不大?

虽然业内惊呼“狼来了”,但实际上,5月1日、2日山东的负电价并没有对双方造成大的影响。首先,所谓的“21小时负价格”发生在实时市场。山东电力现货市场的日前市场是完全市场,价格是锁定的。实时市场和前一天市场只做偏差结算,前一天市场只有17个小时对应“21小时负价格”时段。其次,山东电力市场设计了容量恢复机制。如果加入容量恢复机制,进度电分摊,按照这种计算方法,实时电价只有5月1日和2日一个时段(15分钟)为负(不考虑各主体间的容量费缴纳)。最后,中长期合同需要和前几天的市场结果一起结算。考虑中长期合同因素,没有发电主体最终在结算中“为发电买单”。当然,当最终没有市场主体“为发电买单”时,就意味着负电价没有起到调动负荷侧用电的作用,这是不符合市场基本规律的。部分原因是国家强制用户签订高比例的年、月合同,用户行为被“锁定”。市场低价持有高比例高价合约(相对于现货价格),恰逢节假日(超出合约用电量的可能性较小)。“压舱石太重”,导致用户无法超过合同用电量。当然,也有用户缺乏经验的原因。山东也放宽了节假日的比例要求(好于其他省份)。不得不说,山东光伏的大部分电量都在现货市场定价(价格接受者),但不参与结算(所谓“不参与现货市场”)。虽然负价格对光伏没有影响,但会增加不平衡的资金。由于山东不参与现货市场,可再生能源形成的不平衡资金由工商业用户和所有发电企业承担,一定程度上增加了节假日期间辛辛苦苦调整的火电机组的负担。

5.新电力体制到底需要什么样的政府授权合同?

随着市场的成熟和用户的觉醒,将很难强制高比例的中长期合约,尤其是期货等金融衍生品交易出现后,市场参与者的套期保值手段将更加多样,甚至可能出现不使用中长期合约规避风险的方式。对中长期合同单独设置限价也是一种过渡措施。最终,中长期和同交易的价格曲线将与电力现货市场的价格曲线相耦合。那一天,可再生能源,尤其是光伏发电的“狼真的来了”。因为加州弃风率远小于弃光率,风电更符合负荷曲线,对用户和系统更友好的电源也一定会获得更好的回报。按照2022年山东实时电价,如果山东风电只参与现货市场,不签订中长期合同,可能会获得更高的收益。据此,至少可以得出结论,如果按照山东的模式发展光伏,为了保证光伏收益,必须为光伏发电设定政府授权合同。这里说的政府授权合同,并不是当前政府的发电计划,市场边界,不参与电力现货结算。政府授权合同是政府指定单位根据远期成本确定项目合同价格的差价合同(政府指定单位不需要购买这部分电量,只是作为执行机构协助各行业、各企业结算差价合同),供电项目必须参与电力现货市场结算,以电力现货市场价格为参考结算价格,对政府授权合同电量与政府授权合同价格结算差价。差价结算产生的盈亏由各行业、各业务共同承担或分担,即目前由发电企业分担的不平衡资金改为由各行业、各业务共同承担,这也是全社会共同承担“双碳”改造成本的具体表现之一。

6.山东电化学储能的春天来了吗?

山东连续负价的消息一出,电化学储能依然振奋人心,但是否马上大力发展电化学储能,考验着决策者的决心和大局观。解决光伏造成的“深谷曲线”问题,确实需要软硬两方面考虑。电化学储能存在于应用之间空,但首先要考虑的是软机制,而不是硬机制(电化学储能的成本还是很高的)。在山东电力现货市场建设过程中,软机制的探索取得了很大的成绩,取得了很好的效果。如山东发电侧容量恢复费按照峰、峰、平段、谷段、深谷不同系数向用户收取,其中峰是深谷系数的20倍,从而直接实现光伏发电期间200万千瓦以上的移动负荷。试想,如果输配电价中的容量电价也按此收费,甚至改为高峰负荷责任法的单一容量输配电价,可能会大大解决光伏电价为负的问题,这也是全球终端电价峰谷差距大的根本原因。当然,中长期电力交易的松绑,流动性的加强,与现货价格耦合的加深也可以起到类似的作用,而且这样的软机制还是很完善的空。所以先软后硬可能是我们理性科学解决问题的整体思路。

既然电力现货市场会发现这些问题,那么不做电力现货市场就没有这些问题了吗?很明显,这是一种“解决不了问题就消灭找问题机制”的方法。短期内或许确实有可能达到“眼不见,心不烦”的结果,但给出的信号可能是光伏继续“爆发式”发展,发展风电的资金(没有政府授权合同)先用于发展光伏,最终存在的问题可能导致更大的矛盾。

山东经验给了我们什么?

他山之玉,可以攻石。山东通过电力现货市场发现了各方面的问题,必须引起重视,以科学的态度和合理的方法寻求解决办法。

第一,规划要和市场、价格挂钩。电力现货市场的建设已经遍布全国。可以看出,未来3-5年,电力现货市场将在全国遍地开花,电力项目的投资回收期一般需要20年,即新项目的大部分寿命将在市场中度过。当“政府生、国家(计划)支持”改为“政府核心、市场支持”时,计划部门对各类项目的经济评价方法也会相应改变,各类电力发展的总量也会进行经济比较。需要根据地方电力现货市场的清算模型进行8760小时的连续生产模拟,使经济评价尽可能与市场交易结构一致。对于成本低、发展快、电量大、电价下降、新项目冲击现有项目电价的光伏电源(发电期内新老项目相同电价将持续降低),应在规划阶段考虑政府授权合同对工商业电价的影响,避免光伏发电项目陷入死亡螺旋,确保电价涨幅在工商业用户可承受范围内。从规划上看,光伏、风电要发展到什么程度,什么样的供电结构才能实现社会福利(包括环境价值)最大化,这是目标,也是初心。规划需要系统的思考,不能单看某一类电源的发展,也不能单算一笔账。

第二,实惠消费要服从经济指标。电力行业投资的特点是所有投资都会以各种形式、在不同时期转移给用户。为了减轻工商用户的负担,是时候将“不惜一切代价”的安全消费转变为经济消费了。在《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改市场[2022]118号)中,新电力体系建设市场机制第六部分“鼓励新能源竞价参与现货市场,弃风弃光伏容量考核中不纳入竞价不合格电量”的思路,已经有了经济消纳的思路。电力调度机构可再生能源消纳率不再考核,由市场决定如何消纳。同时同步建设备用市场,允许可再生能源通过弃风弃光为系统提供负备用,并获得合理收益。如果上述措施在短时间内无法实现(电力现货市场建设仍需时间),应对当前考核的消纳率设置前提条件,如一天内不启动和停止火电调峰、无现货地区调峰标准不超过可再生能源上网电价、非强制调峰市场中标规模等。同时,参考国际经验,要做好思想准备。在加州大力发展燃气轮机和电化学储能的背景下,弃光率仍在快速上升。高比例的光伏必然带来高弃光率,至少在目前的技术条件下,弃光率的增速可能高于装机容量和发电量的增速。

第三,可再生能源必须参与电力现货市场。从电力行业管理的角度来看,电力现货市场机制毕竟是为规划服务的,因为电力现货市场最佳设计优化的红利无法弥补规划失误带来的损失。规划一方面要考虑电力现货市场机制,另一方面要加快电力现货市场建设,要覆盖所有可再生能源发电项目(包括分布式)。只有参与现货电力市场,才能把各类电源的不同特性与价格统一起来。在现货电力市场中能够获得高回报的电源,一定是用户需要的电源,也是系统离不开的电源。现货电力市场中收益减少的电源必然是其特性与电力系统需求相反的电源。只有在现货电力市场中,才能清晰地衡量平衡成本,准确地预测政府授权合同成本,从而实现“双碳”目标,满足人们对美好生活的向往。

第四,应该减少可再生能源的地方要减少。可再生能源确实具有不满足电力系统运行需要的生产特性,但这不能成为不能获得可再生能源合理收益的理由。能源改造是政府代表用户提出的要求,改造费用应由用户承担。当然可以设置过渡期和“概念普及期”。要努力减少可再生能源专项交易,降低可再生能源发展中的非技术成本,向用户进行辅助服务收费,建立用户自负盈亏的政府授权合同机制。

衷心希望不同利益主体的“反应”不会影响山东电力现货市场符合经济规律的运行。市场很简单,复杂的是利益。山东电力现货市场的负价格是正常的经济现象,目前没有影响到大的利益调整。但真相应该引起所有相关部门和单位的思考。为了实现“更多、更快、更好、更便宜”的碳中和目标,我们应该做些什么?

(原标题聚焦负电价|谷峰:实时电力市场中的负电价为何被热议?)

责任编辑:杨漾

赞(0)
版权声明:本文采用知识共享 署名4.0国际许可协议 [BY-NC-SA] 进行授权
文章名称:《被误读的“负电价”:山东电力实时市场的连续负电价到底意味着什么_能见度》
文章链接:https://sourceopen.com.cn/1987.html

本站新闻文章由机器人程序自动发布,新闻内容具有时效性,仅供参考,不具备权威性,所有内容来源于互联网,并非官方发布信息,其真实性自行判断,不代表本站观点,如有侵权,误报,违法等不良信息,请联系删除.资源型信息仅供个人学习交流,请于下载后24小时内删除,不允许用于商业用途,否则法律问题自行承担。