2023年5月1日20时至2日17时，山东电力实时市场出现了连续22小时的负电价，刷新了长周期现货试运行负电价的时长纪录。

此后一周时间内，类似“发电厂得贴钱卖电”“新能源负电价交易或将成为常态”“新能源投资积极性将受打击”的讨论持续火热。

事实上，在电力现货市场，负节点电价的出现并不算罕见，为何此次引发如此大范围的讨论？在接连不断的讨论中，反复被提及的“负电价”究竟意味着什么？

什么是负电价？

负电价是指电力市场中的出清价格低于零的情况，也就是说，发电企业为了把多余的电力卖出去，不但不收取费用，反而还要付钱给用电者。这通常发生在供大于求的时候，比如新能源发电量过大、用电需求下降等。

负电价在国外并不罕见，在清洁能源发电占比较高的国家，负电价是正常的市场现象。早在2007年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。此后，奥地利、法国、瑞士分别在2008、2010和2013年引入负电价。

而在国内，山东是第一批电力现货交易试点省份中试运行最早出现负电价的省份。2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了-40元/兆瓦时的出清价格，这也是国内首次出现负电价，随后几年内多次出现负电价情况。

今年5月1日至2日，山东实时负电价时段长达21小时，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。也就是说，消费者用一度电“反挣8分钱”。

负电价产生的原因

那么，为什么会出现负电价呢？主要有以下几个方面的原因：

一是节日期间，用电需求下降。受假期影响，用电负荷有所波动。从山东实际日调度最高用电负荷看，4月均值为6270万千瓦，而4月29日至5月3日平均值为5643万千瓦4，下降了10％。

二是风力发电增加。受近期山东连续大风预警影响，风力发电出力增加。5月1日至2日风力发电平均出力达到1100万千瓦。

三是光伏发电增加。由于白天晴好天气，光伏发电负荷大。山东光伏装机量全国第一，截至2020年底达到4269.88万千瓦。

四是火力发电减少。由于新能源发电量过大，火力发电可运行容量低。

“负电价”的影响

《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》中明确指出，建立电力现货市场的目的是完善市场化电力电量平衡机制和价格形成机制，促进形成清洁低碳、安全高效的能源体系。

毕竟从国外可再生能源参与电力现货市场的经验来看，这是促进可再生能源消纳，增加系统运行效率，同时以价格信号降低成本，进而激励可再生能源选址和输电资源利用的有效手段。

从这种意义上讲，现货市场中负电价的出现被视为一种从需求侧发力的资源引导手段。基于发挥边际成本优势、获取补贴或规避高额启停成本等方面的考量，部分机组在市场中采取零报价或负报价甚至是一种竞价策略。对于新能源机组，边际成本接近于零，特别是并网交早、有补贴收入的项目，采取负报价的策略将有助于提高上网电量。

值得注意的是，与国外先有电力现货市场，再考虑可再生能源消纳不同，我国属于因为考虑消纳，才建立了现货市场，因此在建设初期，价格信号进行资源引导的能力有限，更多的时候只代表着供需变化，以及背后可能发生的经济成本。

一般情况下，在新能源大发的阶段，为维持系统的稳定运行，保证电力电量的平衡，通常伴随着火电机组的启停，此次山东也不例外。据电力市场研究者谷峰测算，山东对热态启停的60万等级机组一次补偿80万元，对应换取的光伏发电电量大约180万度，相当于每度多消纳的光伏电量用户侧要多支付0.44元的启停费用，即使光伏发电量全部按照标杆电价结算也仅能获得71万元电费，仍然小于火电机组热态启停付出的经济代价。

不过，对于“负电价影响新能源投资意愿”，暂时也不必有此忧虑。因为目前国内可再生能源参与电力现货市场的比例较低，且电力现货交易规模同样不大，因此即使出现长时间的负电价，在最终结算时也几乎看不到变化。

同时，业内专家指出，解决可再生能源消纳不能完全依靠现货市场，还需要多层级市场协调配合，如省间、区域、省内市场以及辅助服务市场、容量市场、金融衍生品市场等。

其中，现货市场引入调频辅助服务市场，保证系统频率稳定性；衔接调峰辅助服务市场和容量市场协调可再生能源与火电；最后，可再生能源出力不确定性导致的价格系统剧烈波动，可通过与金融市场有效衔接来规避价格风险。

常态化看待电价负值

虽然在我国“负电价”概念还很新颖，但在新能源投资较为密集的欧洲市场，负电价已很常见。

“在新能源市场下，如果没有储能手段，出现负电价是很正常的情况。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，电力平衡是瞬时概念，有需求才能有供给，所以需要负电价来吸引消费者。

他认为，虽然出现负电价，但并不代表国内新能源发电量是过剩的。目前国内风电、光伏的发电贡献占比依然较小，随着可再生能源的逐渐普及和电力市场发展，负电价情况会越来越普遍。

“电力现货交易量占比本身就很低，中长期协议锁定了大部分，因此现货报价出现负值，影响也极其有限。”上述发电测央企人士也称，负电价主要是涉及电力现货交易部分，但是现货比例很低。电力市场交易机制还是以中长期合同交易为主，其所在企业中长期合约占比就达到95%以上。国家现货交易规则里，只允许全年电量10%的量通过现货交易来实现，实际操作过程中也只有5%-6%。

负电价的出现，基于国内新能源发电布局的不断加快，也是我国推进电力市场化交易的必然过程。左前明认为，电力市场化交易有利于电力产业发展，更能反映出电力的商品属性，体现电力实时区域的供需特征，有利于引导市场资源配置。

他指出，如果没有负电价机制，市场无法掌握区域发电能力过剩的消息，依然进行投资，就会造成资源浪费的问题。目前部分区域、时段已经看到投资过剩的苗头。如果将前期对于风光增长的线性预期产能全部投放市场，就无疑会带来一些阶段性问题。长久看，电力市场还是要回归商品交易本质，下一步可以让市场价格信号更明确些，不需要过度人为干预。

尽管负电价当前对市场影响较小，但从发电测看，如何缩减成本依然是发展要意。

采访中，一家光伏制造企业人士认为，不管出现深谷电价还是负电价，对光伏整体投资收益还是会有影响。由于电价政策不可改变，企业需要从其他方面去减少光伏发电的投资成本，在有限的空间里去提高光伏投资收益。

他提到，光伏组件作为光伏系统中最重要的组成部分之一，其选型至关重要，将直接关系到光伏电站的系统成本、发电量及投资收益。近年来，随着行业发展，光伏组件技术不断迭代，组件产品功率迅速增加，大尺寸、高功率的组件产品已成为降低度电成本的关键因素。

上述发电侧央企人士则认为，负电价出现也和储能配置不到位有关。风电、光伏天然的随机性、间歇性和波动性特征，不可避免带来新能源消纳问题。也因此，近年来“新能源+储能”模式在全球范围获得推广，我国也已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件。

然而政策配套的背后，在新能源发电侧，储能的实际应用效果并不理想。有行业数据显示，目前电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源配储的等效利用系数仅为6.1%。这意味着，新能源侧储能并未如预期协助风、光消纳，反而因高昂投资成本，成为新能源发电企业的经济负担。

“理论上市场需要增强储能能力进行电力供需调节，但现实中，如果储能管用，就不至于出现负电价，也不会出现风光发电消纳难点。这里面有技术上的问题，也有体制机制问题。”左前明提出，目前新建集中式光伏发电项目要求按照装机容量10%及以上比例配建调峰能力，相当于2-4小时的储能水平，但实际上没光没风的情况往往不仅2-4小时，配套储能容量低、时间短，并无法根本解决消纳问题。

林伯强也谈到，风光消纳问题可以缓解，但需要看市场成本的选择。目前储能投资成本非常高，未来随着风电、光伏发电占比增高，储能需求会更高，投资成本还会继续上升。如果储能成本大于发电成本，企业是不会选择布局储能的。强制配套只能缓解部分消纳问题，无法从根本解决。