近日，山东电力现货市场“负电价”再次成为行业内热议的话题。

(资料图片仅供参考)

（来源：北极星售电网 作者：Jacy）

连续22小时负电价

5月1日-5月2日日前市场出现25小时负电价，实时市场出现32小时负电价。其中，5月1日20时-5月2日17时，山东电力现货实时市场节点电价连续22个小时负电价，创历史记录。最低实时电价出现在5月2日17时，为-85元/兆瓦时。

详情如下图：

山东电力交易中心数据显示，5月1日，日前市场发电侧最高价431.16元/兆瓦时，最低价-80元/兆瓦时，算术平均电价136.92元/兆瓦时；实时市场发电侧最高价346.09元/兆瓦时，最低价-80元/兆瓦时，算术平均电价-13.02元/兆瓦时。

5月2日，日前市场发电侧最高价467.41元/兆瓦时，最低价-80元/兆瓦时，算术平均电价49.53元/兆瓦时；5月2日实时市场发电侧最高价499.08元/兆瓦时，最低价-85元/兆瓦时，算术平均电价58.95元/兆瓦时。（以上电价未叠加容量补偿电价99.1元/兆瓦时）

作为全国首批电力现货交易试点，山东电力现货市场自2021年12月连续结算试运行近17个月。今年3月份，山东省发改委发布《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》，被业内称为全国首次将电力现货市场最低价格设定为负值的省份，山东负电价正式落地。该《通知》中指出，对市场电能量申报设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.30元，下限为每千瓦时-0.08元。对市场电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。

负电价产生的原因

对于出现负电价的原因，山东一位售电从业人员向北极星表示，“受假期影响，用电负荷有所波动，另外叠加近期山东连续大风预警，新能源出力增加，造成了现货市场负电价的形成。”

北极星售电网整理了4月以来山东实际日调度最高用电负荷，4月均值为6270万千瓦，而4月29日-5月3日平均值为5643万千瓦，下降了10%。

另外，在国家预警发布中心和山东省气象台获悉，5月2日-5月5日，山东持续发布大风蓝色预警，风电出力增加。

（图片来源：电查查）

山东新能源装机占比超过40%，累计光伏装机量全国第一，风电装机量全国第五。截至2022年底，山东风电装机量2302.18万千瓦，光伏装机量4269.88万千瓦。

山东加快推动清洁能源成为电力增量主体。到2025年，光伏发电、风电装机分别达到6500万千瓦、2800万千瓦；到2030年，分别达到1.25亿千瓦、5500万千瓦。

新能源装机占比的逐步提升，也带来了一些问题。一位电力市场从业者表示，“随着新能源装机占比的提高，新能源消纳任务愈发艰巨。在煤电机组灵活性改造进度不足，储能示范项目刚刚起步，分布式光伏爆发式增长，依靠煤电机组启停维持新能源消纳的现状难以持续，新能源消纳面临困境。”

另外，在灵活性调节资源匮乏的情况下，山东新能源的弃电天数和弃电量逐年增加。

负电价对市场主体的影响

对于用电侧来说，出现负电价意味着“用电收费”吗？其实，电力现货市场中出现负电价，并不意味着实际结算时一定按负电价结。需要看客户中长期和现货电量的签约占比。如果用户签约的中长期电量较多，现货电量较少，那负电价的影响较小。如果中长期签了100%，那么负电价就没有影响。也有售电公司表示，“负电价的出现是利好的，价格波动大才有利于售电公司发挥负荷管理的作用，摆脱同质化的服务。”

对于常规能源来说，有业内人士表示，“负电价的频繁出现可能给常规能源未来的发展带来压力和挑战，新能源装机占比的持续增加，意味着常规能源‘老大哥’的角色发生转变。”

另一方面，负电价的出现对新能源企业来说并不友好。从山东电力现货市场运行情况来看，光伏出力高的时段容易出现低电价甚至是“地板价”，这给光伏装机大省山东的新能源企业带来了不利影响。有新能源企业谈到“新能源企业要想破局，需要在碳市场、绿电市场等赛道上另辟蹊径。另外光伏+储能或许将会发挥巨大潜力。”

对于储能企业来说，众所周知，储能企业的收益主要来源于价差，负电价的出现带来的是储能企业充电成本的降低，但最终的盈利水平还是要看最高峰谷价差的大小。

总之，电力现货市场负电价的影响是多方面的，但从整个电力市场来看，电力现货市场具有最真实的时序和价格信号，承担着价格发现职能，是市场化反映最充分、最关键的一部分。负电价的出现，意味着电力价值被充分发现。另一方面，负电价的长时间、高频次出现，意味着需要优化电源结构，解决高比例新能源参与市场交易等难题。