中国储能网讯：近期，国际能源署（IEA）发布《电力市场报告》。报告显示，全球多地批发市场的电力价格仍居高不下，部分地区负价频发，价格波动明显。

自2022年第三季度，能源类大宗商品的市场供需紧张情况有所缓解，天然气、煤炭等能源的价格从历史高位开始下降，全球各地的电力批发价格也有所下降。但与2021年前的电价相比，目前全球多地电力市场的批发电价仍然较高。

整体来看，德国、法国等欧洲国家的批发电价仍居全球高位。到2023年上半年，欧洲地区的平均电价有所回落，约为100欧元/兆瓦时，接近2021年的平均水平。但对比2019年的平均电价（约40欧元/兆瓦时）仍高出一倍以上。

另外，近年来全球多个可再生能源占比高的电力市场，负价出现的频次越来越高。

2019—2022年，美国加州的可再生能源在发电总量中的占比为30%—40%，负价小时数约占总发电小时数的1%。随着南澳大利亚市场可再生能源的迅猛发展，2022年该地区批发电力市场的负价小时数已占总发电小时数的20%。日本电力交易所并未设置负价机制，但随着光伏的迅猛发展，零价小时数也大幅增加。

在欧洲，负价小时数也呈增长趋势。2023年上半年，德国和荷兰等国的负价小时数较2022年翻了一番。IEA指出，由于欧洲部分地区某些时段的光伏出力水平大增，加之电力需求减少，导致批发市场出现负价。

负价频发也迫使欧洲电力交易所修改交易规则。根据规则，当出清电价低于-150欧元/兆瓦时或高于2400欧元/兆瓦时，市场运营商必须重新拍卖。为避免重复竞价，欧洲的电力市场运营商已决定从6月16日起，将日前市场的负价阈值从-150欧元/兆瓦时降至-500欧元/兆瓦时。

负价出现的主要原因是电力市场供过于求。风电、光伏及水电等发电量超过需求且无法储存时，价格就会降低，在这种情况下，发电商可能会报出负价，来激励用户多用电，避免系统过载，以实现系统成本的降低。如果电力系统互联互济能力不足，电力出口受限，负价的频次也会增加。此外，大型且灵活性不足的发电厂（如煤电、核电机组）为了不停机，也会在新能源大发时段报出负价。

IEA指出，负电价意味着电力系统灵活性不足。一方面，传统的发电资源不够灵活，储能等灵活性资源容量不足；另一方面，需求侧对市场的电价信号相对不敏感，参与优化调度的能力和动力不足。

但同时，负电价也可以作为价格信号，激励发电商投资更多的灵活性资源。以德国为例，2017年以来，德国多家煤电厂实施了火电灵活性改造，这是因为在负电价频发的情况下，煤电厂完成灵活性改造后可以在电力市场提供灵活性服务，获得更多收入。