负电价，正在成为风光装机第一大省——山东的烦心事。

据国家电网报8月14日消息，截至7月底，山东电网并网光伏发电装机容量达5019.3万千瓦，同比增长29.48%。近5年，山东全省光伏发电装机容量年均增速超30%，光伏装机一直位列全国第一。

光伏之外，山东还有2421.1万千瓦的风电装机。截至目前，山东电网并网风电与光伏发电装机总量达7440.4万千瓦，装机规模位居全国第一。

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发电量方面，今年1-7月，山东电网风电和光伏发电总发电量达693.7亿千瓦时，其中光伏发电量达363.9亿千瓦时。风光发电量占比已经超过20%。

根据《山东省能源发展“十四五”规划》，到2025年，山东光伏发电装机将达到5700万千瓦，风电装机达到2500万千瓦，两者相加总计将达到8200万千瓦，届时山东的绿电占比将进一步攀升。

这是让其他省份艳羡的数据。然而，作为绿电转型的先行者，山东在无限风光的同时，也在经历着意想不到的烦恼：今年5月以来，因为风光大发，山东一度出现了长达22小时的罕见连续负电价。随着未来风光装机比例持续增长，负电价问题很可能会长期化。

山东“负电价”创纪录

山东“负电价”最严重的时候在今年“五一”。当时，山东省连续长时间的“负电价”刷新了国内电力现货市场的纪录。

“五一”小长假期间五天中，山东有46小时出现“负电价”，其中从5月1日晚间至5月2日，有连续22个小时持续“负电价”，价格区间为-0.085元/千瓦时至-0.032元/千瓦时。这也就是说，用一度电最多居然能赚8.5分钱。

山东“负电价”的出现，主要是由于电力供过于求。“五一”假期期间，山东省天气晴朗，使得新能源发电量大幅增加。尤其是5月1日至2日山东省白天光照充足叠加了夜晚大风，使得这两日山东省内光伏和风电大发。与此同时，由于是五天假期，部分工厂放假，整体电力负荷下降了约15%，“负电价”就发生了。

全球范围来看，负电价不是什么新鲜事了。自2007年开始，德国、奥地利、法国、瑞士等欧洲国家相继引入负电价，随着可再生能源比重的不断增加，出现时段性电力供大于求的情况变得频繁，电力市场中出现负电价逐渐成为常态。

以德国为例，2020年德国全年负电价时长达到298小时。此后，通过提升能源系统灵活性、推动供需双侧能源转型、创新市场机制等方式，德国一度将负电价小时数降至了2022年的69小时。

此外，美国的得州和加州、澳大利亚、日本、韩国等也都出现了“负电价”。美国加利福尼亚州在2019-2022年间的可再生能源比例为30%-40%，约1%的时间为负电价。近年来，澳大利亚的南澳大利亚州可再生能源比例增长强劲，因此2022年电力批发市场上几乎有20%的时间价格低于零。日本电力交易所没有负电价机制，但在太阳能发电增长的推动下，批发电价实际上为零的小时数大幅增加。

“负电价”带来负效应

“负电价”的出现，有其进步意义。

负电价体现了对新能源消纳的鼓励。对于新能源发电企业来说，其发电的边际成本为零，同时还会获得一定的发电补贴，当现货市场价格为负值时，相当于这些企业让渡自己一部分补贴给用户，但仍然可以拿到另一部分补贴，仍然可以获得一定的收益，同时也促进了新能源的消纳。

然而，值得警惕并需要加以应对的是负电价带来的麻烦。当风光绿电持续大比例接入电网，更大范围内频繁、持续出现负电价，会严重打击新能源建设企业的投资积极性。同时，国际能源署（IEA）最新报告亦指出，负电价小时数增多这一市场现象还反映出当前电力系统的灵活性不足。

当发电量超过需求量时，价格就会低于零，这个时候，对于一个灵活性足够高的电力系统来说，要么发电量要减少，要么需求量要增加。

在用户侧难以有效改变用电习惯的情况下，为中国电力系统提供灵活性的重任也就落到了煤电身上，煤电通过深度调峰来为大比例接入的新能源充当“助产士”——在新能源大发的时候，煤电机组要拉低负荷减少出力；新能源弱发的时候，煤电机组又要顶格发电。

问题是，煤电调峰不是没有成本。据国网浙江电科院张宝统计，1000兆瓦超超临界湿冷煤电机组以20%的负荷运行时，供电煤耗为367~385克/千瓦时。在热力系统与运行边界条件不发生重大变化的情况下，负荷从40%降至20%时，供电煤耗上升了约46克/千瓦时。

在近几年煤价高企的背景下，增加煤耗意味着大幅增加经营成本。比如，煤机深调至40%～50%之间，报价最高0.6元/千瓦时，煤耗上升约50克/千瓦时，深调至30%～40%之间最高报价1元/千瓦时，煤耗会上升100克/千瓦时。如果按照标煤单价1000元/吨估算，那么深调至40%、30%时，度电成本分别增加0.05元/千瓦时、0.1元/千瓦时。

此外，燃煤机组启停期间需要从电网大量取电，锅炉点火及灭火需要大量耗油，加之启停过程超标排放，以澳大利亚某600兆瓦超临界燃煤机组为例，一次启停的直接成本就达约十多万澳元。频繁启停还会加速机组老化，降低机组性能。所以，多数燃煤机组为避免启停损失，采取了负电价的报价策略以求自保。

中电联的研究显示，我国参与深度调峰的灵活调节电源装机占比尚不到6%，新能源富集的“三北”地区更是不足3%。比较而言，欧美等国家灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国灵活电源占比分别为34%、18%、49%。

具体到山东省，山东不仅是绿电装机第一大省，还是煤电装机第一大省。目前，山东煤电装机仍在1.1亿千瓦以上。山东煤电灵活性改造的话，哪怕灵活调节电源装机占比仅达到30%，未来就要有5000万千瓦左右的煤电要转为深度调峰机组。这对山东煤电本来就岌岌可危的盈利水平来说，简直是不可承受之重。

在“双碳”背景下，随着可再生能源的占比越来越高，负电价也将越来越普遍。新能源和火电机组之间爆发矛盾，也只是时间问题。如何有效化解这一内在矛盾，业已成为山东以及更多绿电转型领先省份亟需解决的难题。

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