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5月1日至2日间，山东电力市场现货交易中心连续21小时的实时负电价数据，刷新了国内电力现货市场负电价持续时间段纪录，也引发业内关注。
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，创历史纪录。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。
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。
同时，在电力市场中，负电价的影响和启示有以下几点：
一是负电价反映了电力市场的供需失衡和价格信号的作用。负电价表明市场中存在过剩的电力，需要通过价格激励来刺激用电需求或抑制发电供给，从而实现市场的出清。负电价也可以促进新能源的消纳和火电的灵活性，提高系统的运行效率和环境效益。
二是负电价增加了市场主体的风险和挑战。负电价意味着发电企业的收入下降或亏损，尤其是对于新能源发电企业，可能会影响其投资回报和发展动力。同时，负电价也给用电企业带来了用电成本的波动和不确定性，需要采取相应的风险管理措施。
常态化眼光看待电价负值
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，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。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。
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。”一发电侧央企人士也称，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%。
储能布局有望放量
负电价射出新能源电力并网的消纳难题，越发凸显储能系统的重要性。
风电和光伏发电的天然随机性、间歇性和波动性特点，必然带来新能源消纳问题。因此，近年来，“新储能”模式在全球推广，我国已有近30个省份出台了“十四五”新储能规划或新能源配置储能文件。
山东是风光发电大省，也是强制配储的大省。在这一情况下，仍出现储能配套不足的情况，意味着储能行业依然有着较大上升空间。
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。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。
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