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今年“五一”期間，山東電力現貨市場有兩天內共出現了連續22個小時的負電價，刷新了國內電力現貨市場負電價持續時間紀錄。

山東電力交易中心數據顯示，“五一”假期間，山東電力現貨市場實時交易電價波動劇烈，區間為1047.51元/兆瓦時至-80元/兆瓦時（約為1.05元/度至-0.085元/度），多次出現負電價。

(資料圖)

據界面新聞統計，4月29日-5月3日，山東電力現貨實時交易累計出現46次的負電價。其中，從5月1日20時至5月2日17時，連續實時現貨交易負電價時段長達22個小時。

這也使得5月1日全天山東實時現貨交易電價均價成為負數，為-13.02元/兆瓦時。

按時間劃分，將日以上的交易稱為電力中長期交易（或遠期交易），將日前及日以內的交易稱為電力現貨交易。

電力現貨市場、中長期市場和輔助服務市場為電力市場的基本功能模塊。其中，現貨市場負責發現電力實時價格、準確反映供需關系，并實現電力系統的調峰。

山東省是全國第一批八個電力現貨市場建設試點之一。

2019年12月11日，山東電力現貨日前市場出現-40元/兆瓦時的出清價格，這也是國內首次出現負電價。此后，山東省現貨市場負電價頻現，負電價次數已超百余次。

今年3月13日，山東發改委印發《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）》，對市場電能量出清設置價格上限和下限，上限為1.5元/千瓦時，下限為-0.1元/千瓦時。

負電價意味著發電企業不僅不能靠賣電掙錢，還需要支付一定的費用給電網或用電方，以將電力賣出。

作為價格信號，負電價的出現直接反映了電力市場供需的不平衡。

“五一”假期間，由于部分工廠停工放假，工業用電大幅下降，山東電網負荷偏低。疊加該期間天氣晴朗，風光發電量大增，煤電機組低容量運行，電力供應整體大量超過用電負荷。如果停止發電，可能帶來的成本更高，所以部分發電方更愿意通過付費來進行電力消納。

與普通燃煤機組發電不同，新能源發電具有波動性和間歇性。隨著新能源裝機容量增加，風、光大發時段與用戶需求量不匹配，就容易出現負值的現貨交易價格。

山東是國內光伏裝機規模最大的省份。截至2023年3月底，山東光伏累計裝機規模達到45.51 GW。其中，分布式光伏規模高達33.2 GW，裝機容量也位列全國第一。

截至2022年底，山東光伏和風電裝機容量分別占全省裝機容量的34.6%。

在電力現貨市場較為成熟的歐洲，負電價也早已普遍出現。

在電力現貨市場中以負電價交易，并不意味消費者也可以使用負電價。

目前國內的居民電價和工商業電價受短期市場交易電價影響有限，尤其是居民電價，受政策規定的計費標準保障，波動不大。

此外，在中國的市場化交易電量中，約五分之四為中長期合同，現貨市場占比較小。由于山東省在“五一”期間以負電價成交的電量并不明確，也無法判斷對整體電力市場的影響。

隨著今后新能源在電力系統中占比持續提升，現貨市場中的負電價將可能常態化。但常態化并不代表著合理，負電價同時凸顯了新能源消納困境和電力無法大規模儲存的困境。

負電價代表著部分時段的電力過剩，但絕不代表新能源裝機已過剩。截至2022年底，山東的火電裝機容量仍占62%，在“雙碳”目標下，發電結構仍有較大調整空間。

根據《山東省能源發展“十四五”規劃》，到2025年，山東光伏發電裝機將達到5700萬千瓦，風電裝機達到2500萬千瓦。

持續的負電價，或影響火電基礎運行和新能源的進一步建設。在這種情況下，儲能的建設仍有待進一步提速。

2022年12月，山東省能源局印發《山東省新型儲能工程發展行動方案》提出，到2025年全省新型儲能規模計劃達到500萬千瓦左右。其中，2023年規模達到200萬千瓦以上；2024年規模達到400萬千瓦。