五一期间，山东省电力现货市场出现超时长持续负电价。有关报道刷屏朋友圈，普遍表达了关于新能源发展的悲观情绪，这导致山东省的新能源企业和投资客忧心不已，股市里的新能源股票更是一泻千里！那么，在山东省电力现货市场中，短期的负电价真的能说明新能源投资前景黯淡了么？笔者多年来关注和参与这个市场，希望从电力市场交易的角度分享下观点。
五一期间的超时长负电价具有代表性吗？
山东省对电力现货市场的交易价格做了限制，价格的上下限分别是-80元/MWH和1300元/MWH。而价格的形成是由整个市场的供需关系决定的，当供过于求的时候价格可能会下跌至-80元/MWH，当供小于求时价格可能上涨至1300元/MWH。不可否认的是，在五一期间，由于假期期间中小企业放假减产，用电需求衰减叠加新能源大发，形成供大于求的情况，导致多个时段价格下跌至最低价。但是这种情况并不是每天都会出现，毕竟一年365天，五一才短短5天而已。
如下图1所示，在今年4月20日凌晨6点，价格触达上限1300元/MWH，而且当天中午的现货价格也在400元/MWH以上。而在图2中，也可以看出当天的实际光伏出力不算低。因此仅仅用五一期间短期的负值现货价格，来推理全年新能源出力时现货价格都会很低，难免有以偏概全的嫌疑。
图1 23年4月20日的山东省电力现货实时价格
图2 23年4月20日的山东省实际光伏出力曲线
现货价格低，发电厂一定亏损吗？
山东电力现货市场自2021年12月1日开启后，为了稳定和长久地推进市场发展，政府给参与市场的主体做了各种各样的交易限制。其中非常重要的一条是作为卖方的发电厂，在山东电力现货市场交易中，必须保证每个月不低于80%的发电量总量通过中长期交易卖出，不超过110%的发电量总量通过中长期交易卖出；作为买方的售电公司和直接参与交易的大用户，在山东电力现货市场交易中，必须保证每个月不低于80%的代理电量/用电量总量通过中长期交易买入，不超过110%的代理电量/用电量总量通过中长期交易买入。而细分到每天的中长期持仓量上，则没有过多的限制。自开展现货以来，中长期电力市场交易价格几乎维持在山东省中长期交易价格上限，即374.8元/MWH。这就意味着，各个市场主体在中长期交易中已经有了大比例的电量锁定了中长期交易价格上限，即374.8元/MWH。而通过合理的中长期仓位调整，各个市场主体也可以在中长期电力市场和现货市场中进行套利。
具体如何套利呢？如下图3所示，虽然今年4月份整体现货均价低于中长期价格。但是在某些天中长期价格高于现货价格，某些天中长期价格低于现货价格。从发电厂角度考虑，如果其能做到：在中长期价格高于现货价格时，多签中长期电量；在中长期价格低于现货价格时，少签中长期电量，则可以通过每天中长期与现货的价差进行套利。
图3 23年4月份每天的现货均价及中长期价格
既然大家对五一期间的超时长负电价比较关注，那我们聚焦到这几天的市场交易来做进一步说明。如下图4所示，2023年4月24日进行了5月份的月度中长期竞价交易。5月1日-3日的成交价格几乎都是达到了交易价格的上限。这也就意味着，如果新能源场站在这几天超额卖出电量的话，那么五一期间的低价现货，是可以帮助他们赚钱的。
图4 23年5月山东省电力市场月度竞价交易结果
举个简单的例子：比如某家风电厂，5月1日的发电量为200MWH，但是这家风电场在竞价交易中以374.75元/MWH的价格以及当月的竞价曲线，卖出250MWH的电量，但是其5月1日的发电量只有200MWH，则这家风电厂则需要在现货市场中以当日的现货价格买入50MWH（假设其缺少的电量全部在实时市场买入，且我们以5月1日实际全省的风电出力曲线代表这家风电场的出力曲线）。
通过计算可得，如果此风电场站在5月1日竞价交易中超额卖出电量，则其度电售价可以高达487.76元/MWH，这远高于中长期价格上限374.8元/MWH。这也意味着通过合适的交易策略，即使在现货价格很低的情况下，发电厂的度电售价也可能会很高。再考虑到山东省所有光伏电站都不是全电量市场化交易，而是90%发电量按照上网标杆电价结算，只有10%的电量参与现货出清。所以负电价对目前的光伏场站影响也比较小。
电价波动为未来能源转型提供了重要机遇
我们都知道，新能源发电的间歇性和不稳定性，客观上要求储能在未来的新型电力系统中占有举足轻重的地位。但是目前储能的赢利模式主要是靠峰谷电差。这是远远不够的。如果未来链接大量储能单元（包括电动汽车）的虚拟电厂成为主流，储能的商业价值就能得到充分的释放。例如，当电力市场上的现货价格非常低的时候，链接在主干网上的储能单元就像一个一个的湖泊，把电储存起来；当电力市场上的现货价格高涨的时候，这些储能单元再把电力释放出来，从而实现套利。这不仅仅会解决新能源发电不稳定的问题，同时也通过灵活地调整电力市场上的供给和需求，平抑电力市场上价格的波动。
目前各个地方正在不断地清除储能单元参与电力市场的政策障碍。例如，2023年3月，广东省能源局发布《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》方案中规定了源、网、荷各侧储能均可参加电力市场交易，并给出了参与方式和品种。4月14日，深圳市发改委发布关于公开征求《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施（征求意见稿）》意见的通告。在贵州省，2023年4月7日，贵州省能源局印发关于公开征求《贵州省电力需求响应实施方案（征求意见稿）》意见建议的函，提出售电公司可注册为负荷聚集商，聚合需求响应资源为虚拟电厂，以虚拟电厂为单元参与需求响应。随着链接储能单元的虚拟电厂在电力市场中发挥越来越重要的作用，电力市场上的价格波动会有所减少，新能源发电的消纳能力也会大幅提升。
展望
市场中出现价格的浮动是非常正常的现象。不能容忍价格波动的市场，注定是没有生命力的。电力市场也不例外。我认为完全不必紧盯着短期的负电价，感到恐慌，甚至质疑新能源的发展。恰恰相反，我们应当敏锐地看到这一现象中，所蕴含的能源转型带来的商业机遇。
新能源的发展是具有确定性的。这主要是因为“碳中和&碳达峰“是我国发展的国策。2023年4月，能源局发布《2023年能源工作指导意见》，明确提出2023年风能和太阳能的装机容量要提升1.6GW，这个任务会完成的。新能源发电产生的绿电、绿证也会随着市场需求的增加而升值，也会从商业角度助力这个任务的完成。至于电力市场上的波动，政府会有临时的举措，例如，今年山东省对电力市场零售侧的价格设置要求，在冬、春、秋三个季节将中午的几个小时设置为谷段和深谷段，要求售电公司和国网给这几个时段的价格设置为平均电价的0.5倍以下。这非常强烈地调动了价格敏感的用电企业的积极性，很多企业把用电高峰时段从原来所谓的谷段（凌晨）转移到了白天中午时段。这在很大程度上提升了中午时段的用电需求，势必也提升了相应时段的现货成交价格。但从长远来看，以储能为基础的虚拟电厂的大发展，会从更根本的层面解决新能源消纳和电力市场价格过度波动的问题。
作者介绍：尹海涛，上海交通大学安泰经济与管理学院特聘教授。国家万人计划哲学社会科学领军人才。专注以市场为导向的新能源和环境政策创新，例如碳排放权交易市场和绿证市场。
孙兴，远景能源电力交易专家，上海交大安泰经管首届AI MBA。长期关注和参与电力现货市场交易、专注电力市场交易模型的构建和优化。
封面图片来源：视觉中国-VCG211305415175
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