近日，山東現貨市場“負”再次成為行業內熱議的話題。

連續22小時負電價

5月1日-5月2日日前市場出現25小時負電價，實時市場出現32小時負電價。其中，5月1日20時-5月2日17時，山東電力現貨實時市場節點電價連續22個小時負電價，創歷史記錄。最低實時電價出現在5月2日17時，為-85元/兆瓦時。

詳情如下圖：

山東電力交易中心數據顯示，5月1日，日前市場發電側最高價431.16元/兆瓦時，最低價-80元/兆瓦時，算術平均電價136.92元/兆瓦時；實時市場發電側最高價346.09元/兆瓦時，最低價-80元/兆瓦時，算術平均電價-13.02元/兆瓦時。

5月2日，日前市場發電側最高價467.41元/兆瓦時，最低價-80元/兆瓦時，算術平均電價49.53元/兆瓦時；5月2日實時市場發電側最高價499.08元/兆瓦時，最低價-85元/兆瓦時，算術平均電價58.95元/兆瓦時。（以上電價未疊加容量補償電價99.1元/兆瓦時）

作為全國首批電力現貨交易試點，山東電力現貨市場自2021年12月連續結算試運行近17個月。今年3月份，山東省發改委發布《關于山東電力現貨市場價格上下限規制有關事項的通知（征求意見稿）》，被業內稱為全國首次將電力現貨市場最低價格設定為負值的省份，山東負電價正式落地。該《通知》中指出，對市場電能量申報設置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.30元，下限為每千瓦時-0.08元。對市場電能量出清設置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.5元，下限為每千瓦時-0.1元。

負電價產生的原因

對于出現負電價的原因，山東一位售電從業人員向北極星表示，“受假期影響，用電負荷有所波動，另外疊加近期山東連續大風預警，新能源出力增加，造成了現貨市場負電價的形成。”

北極星售電網整理了4月以來山東實際日調度最高用電負荷，4月均值為6270萬千瓦，而4月29日-5月3日平均值為5643萬千瓦，下降了10%。

另外，在國家預警發布中心和山東省氣象臺獲悉，5月2日-5月5日，山東持續發布大風藍色預警，風電出力增加。

（圖片來源：電查查）

山東新能源裝機占比超過40%，累計裝機量全國第一，風電裝機量全國第五。截至2022年底，山東風電裝機量2302.18萬千瓦，光伏裝機量4269.88萬千瓦。

山東加快推動清潔能源成為電力增量主體。到2025年，、風電裝機分別達到6500萬千瓦、2800萬千瓦；到2030年，分別達到1.25億千瓦、5500萬千瓦。

新能源裝機占比的逐步提升，也帶來了一些問題。一位電力市場從業者表示，“隨著新能源裝機占比的提高，新能源消納任務愈發艱巨。在煤電機組靈活性改造進度不足，儲能示范項目剛剛起步，分布式光伏爆發式增長，依靠煤電機組啟停維持新能源消納的現狀難以持續，新能源消納面臨困境。”

另外，在靈活性調節資源匱乏的情況下，山東新能源的棄電天數和棄電量逐年增加。

負電價對市場主體的影響

對于用電側來說，出現負電價意味著“用電收費”嗎？其實，電力現貨市場中出現負電價，并不意味著實際結算時一定按負電價結。需要看客戶中長期和現貨電量的簽約占比。如果用戶簽約的中長期電量較多，現貨電量較少，那負電價的影響較小。如果中長期簽了100%，那么負電價就沒有影響。也有售電公司表示，“負電價的出現是利好的，價格波動大才有利于售電公司發揮負荷管理的作用，擺脫同質化的服務。”

對于常規能源來說，有業內人士表示，“負電價的頻繁出現可能給常規能源未來的發展帶來壓力和挑戰，新能源裝機占比的持續增加，意味著常規能源‘老大哥’的角色發生轉變。”

另一方面，負電價的出現對新能源企業來說并不友好。從山東電力現貨市場運行情況來看，光伏出力高的時段容易出現低電價甚至是“地板價”，這給光伏裝機大省山東的新能源企業帶來了不利影響。有新能源企業談到“新能源企業要想破局，需要在碳市場、綠電市場等賽道上另辟蹊徑。另外光伏+儲能或許將會發揮巨大潛力。”

對于儲能企業來說，眾所周知，儲能企業的收益主要來源于價差，負電價的出現帶來的是儲能企業充電成本的降低，但最終的盈利水平還是要看最高峰谷價差的大小。

總之，電力現貨市場負電價的影響是多方面的，但從整個電力市場來看，電力現貨市場具有最真實的時序和價格信號，承擔著價格發現職能，是市場化反映最充分、最關鍵的一部分。負電價的出現，意味著電力價值被充分發現。另一方面，負電價的長時間、高頻次出現，意味著需要優化電源結構，解決高比例新能源參與市場交易等難題。

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