随着电力现货市场的发展，负电价的情况越来越多地开始出现。

根据山东省电力交易平台信息，5月1日20时~5月2日17时，连续22个小时，实时现货交易价格为负电价，而5月1日的现货平均交易电价为-1.3分/度。

负电价是否意味着发电厂要向买电的人倒贴钱，把电卖给他？

【资料图】

事实上，负电价是新型电力系统下的“常客”，山东电力现货市场的负电价此前已屡次出现。

这种情况在欧洲早已屡见不鲜。欧洲市场采取竞价上网的机制，不同电力之间需要相互竞争，报价最低的拥有优先交易权。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年、2010年和2013年引入负电价。

面对竞争压力，负电价成了一种“舍小钱保大钱”的必然。

那么导致这次超长时负电价出现的原因是什么呢？怎么正确理解负电价？

与可再生能源相关

负电价的背后是在山东省新能源装机占比的快速攀升。

山东是国内光伏装机规模最大的省份。截至2023年3月底，山东光伏累计装机规模达到45.51 GW。其中，分布式光伏规模高达33.2 GW，装机容量也位列全国第一。截至2022年底，风电，光伏合计的装机占比高达42%，与省内火电发电量基本持平。

在现货交易规则下，供需决定价格。

五一期间，山东可再生能源发电量大幅增加：最高风电负荷1760万千瓦，平均值达到1100万千瓦。白天叠加晴好天气，光伏发电负荷大。电力市场供给过剩，而需求不足，从而导致了负电价的出现。

“五一期间阳光充足，新能源发电量较高。很多工厂都停工了，员工都去旅游度假，电力供需严重不平衡，光伏发电的量大于需要的量。在这种情况下，供需在现货里竞价，就是负电价了。”相关专家表示。

事实上，由于可再生能源的发电成本逐渐降低，而燃煤等传统能源的发电成本相对较高。这导致可再生能源成为更为经济的选择，从而推动了可再生能源的发展。

但与普通燃煤机组发电不同，新能源发电具有波动性和间歇性。随着新能源装机容量增加，风、光大发时段与用户需求量不匹配，就容易出现负值的现货交易价格。

并不意味着用户端可以免费用电

电力市场交易的出发点之一是发掘发电侧深调潜力，助力新能源消纳。

我国电力市场交易机制分为中长期交易和现货交易。其中，中长期交易一般是供需双方签订合同，提前锁定下一年度的供电量和电价。用户实际的用电量不可能完全符合合同的预期，当电不够用时，一小部分就要临时再买，这就是电力现货交易。

负电价并不意味着用户电费账单也是负的。目前国内的居民电价和工商业电价受现货市场交易电价影响有限，尤其是居民电价，受政策规定的计费标准保障，波动不大。

对于工商业用户，如果还是直接从国网买电，那负电价对他们毫无影响。如果是加入了现货交易的工商业，也就是跟售电公司签了协议的，对他们影响也不大，偶尔几天的负电价，可能稍微拉低了一点入市用户的零售价，除非是长时间负电价。

但目前工商业用户原则上必须要去电力市场里买，就是通过售电公司代理。进入电力市场的用户不需要自己交易，但是他们的售电套餐一般会有10%比例的现货。

其实不管发电侧还是购电侧，大部分的量都通过中长期锁定了价格，电力现货交易市场只决定一小部分，所以这个负电价不代表电厂真的就是在交钱发电，也并不能说明电力供需整体过剩，不意味着用户端可以免费用电。它只是一个信号，告诉市场现在供过于求了。

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。

负电价提高了储能发展紧迫性

山东目前的电力结构，存在调节性电源不足的问题。在新能源装机容量逐年增加的情况下，调峰能力已经挖掘殆尽。

负电价时段通常是由于电网供应过剩引起的，这也会导致电网的不稳定。负电价出现也和储能配置不到位有关，未来的电力系统设计，把储能的商业化提到了紧要日程。

“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。”信达证券能源首席分析师左前明表示。

通过储能系统，可以将多余的电力储存起来，以便在电网需求高峰时段释放储存的电力，从而平稳运行电网。这可以有效地降低电力系统的运行成本，提高电网的可靠性和稳定性。

负电价为储能系统提供了一种低成本储能机会。在负电价时段，储能系统可以将多余的电力储存起来，以便在高峰时段出售给电力公司或其他电力用户，从而获得更高的收益。同时也降低了储能系统的商业化门槛。

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。

山东省发布的《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》，鼓励新能源企业通过租赁方式配套储能设施。市场初期推荐价格为年租金400-450元/千瓦。鼓励满足电网接入技术要求的独立储能设施自主参与调频辅助服务市场或以自调度模式参与电能量市场，提供调频辅助服务的独立储能设施不参与电能量市场出清。

根据相关数据，目前共31个省、市、地区发布分时电价政策，其中包括山东在内的16个省市，电价差超过0.7元/度，为储能峰谷价差的套利提供了良好的收益基础。

持续的负电价，或影响火电基础运行和新能源的进一步建设。在这种情况下，储能的建设仍有待进一步提速。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，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。

参考资料：

[1]https://mp.weixin.qq.com/s/Wbhg84zvngMU8FBJWRD2oA

[2]https://finance.eastmoney.com/a/202305052713405252.html

[3]https://finance.sina.com.cn/roll/2023-05-10/doc-imytiazr0156459.shtml

[4]https://zhuanlan.zhihu.com/p/627775607

[5]https://mp.weixin.qq.com/s/Wj4xm9npA5l8B3nuYL9KZg

（图片来源：veer图库）

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