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。负电价意味着这个时段的电价不用花钱反而能收钱？负价的概念听起来很神奇，其实过往大宗矿产业曾引入过负价格机制！那么，负电价持续时间的屡次刷新意味着什么？是什么原因导致的？对市场来说又存在怎样的启示？
山东出现负电价？
2023年5月1日20时至2日17时，山东实时负电价时段长达22小时，刷新了长周期现货试运行的负电价时长记录！
2023年5月1日、2日山东分时电价
与此同时，5月1日，山东电力现货市场实时市场发电侧最高价346.09元/兆瓦时，最低价-80.00元/兆瓦时，算术平均电价-13.02元/兆瓦时（叠加容量补偿电价99.1元/兆瓦时，为86.08元/兆瓦时）。这几乎可以理解为在用户付费用电的同时，发电企业也在付费发电！
山东近5日电力现货实时电价
事实上，山东电力现货市场的负电价此前已屡次出现，本次为连续时长最高。
制表：储能与电力市场
自2021年12月山东启动电力现货市场不间断结算试运行以来，山东去年有176天出现了负电价，且负电价出现的主要时间段为上午10时到下午15时的光伏大发时段，平均负电价为-0.08元/kWh。也就是说，消费者用一度电“反挣8分钱”。
什么是负电价？
现货电量只占用户电量的很低比例，超过90%的电量都是长协电量。长协就是约定较长时间内的固定价格电量，现货市场电量的比例低。国家现货交易规则允许全年电量10%的量通过现货交易实现，实际操作过程也只有5%-6%。
大宗矿产资源出现负价格并不鲜见
负天然气价。这一现象最早出现在美国。美国是全球天然气产量最大的国家，由于压裂和钻井技术不断进步，市场供过于求。2019年3月28日，美国油气主产区西得克萨斯州瓦哈（Waha）枢纽天然气价格首次出现负值。该地天然气为石油生产的副产品，为保证石油连续生产，生产商在天然气管道运力不足时宁愿支付费用请用户运走天然气。2020年3月初，Waha天然气价格再度跌至-0.5美元/百万英热单位以下。受现货市场负价格影响，美国芝加哥商业交易所（CME）一度修改交易规则，允许英国NBP天然气期货、日韩市场LNG期货、墨西哥湾沿岸LNG出口期货等部分天然气期货合约、期权合约行权价格以负价格交易和结算。
负丙烷价格。丙烷在液化天然气中占比高达28%，是炼油厂和天然气加工厂的常见产品，主要采用管道运输。2015年5月下旬，加拿大阿尔伯塔省埃德蒙顿地区的丙烷出现-4.375加元/美国加仑的负报价。加拿大生产的丙烷60%用于工业燃料和石化原料，35%用于供暖和粮食烘干。因通往安大略省的重要丙烷运输管道停运，埃德蒙顿地区丙烷供过于求，负价格持续约3个月，贸易商免费收到丙烷，且以采购抵免方式获得转移丙烷的经济报酬，直到供暖季需求增加，价格才回正。此后，当地丙烷生产商通过减少库存、扩大出口积极缓解供过于求问题。
负油价。受新冠肺炎疫情冲击，2020年初全球原油需求大幅下滑，供过于求矛盾激化，同年4月20日，美国WTI原油期货2005合约出现-37.63美元的结算价，震惊全球市场。事实上，早在一个月前，美国、加拿大等地重质油井口已不断出现负的现货石油报价。同年3月18日，美国怀俄明州沥青含硫原油（Wyoming Asphalt Sour）报价为-19美分/桶。WTI原油期货出现负价格后，美加地区以WTI价格为基准的原油品种均出现历史最低值，如怀俄明州沥青含硫原油4月20日报价低至-54.19美元/桶，每桶价格比WTI2005合约结算价还低了16.56美元。
商品价格是商品价值的货币表现，体现了商品所凝结的一般人类劳动决定于生产商品所耗费的社会必要劳动时间。理论上，只要商品生产存在成本、付出了社会劳动，其价格就不可能为负。但是，在市场经济运行中，尤其是大宗商品领域，在一定条件下出现负价格现象并不鲜见，其背后有着丰富的经济含义。深刻理解这种经济含义，对我国完善大宗商品的市场化定价机制以及发展期货市场具有一定的借鉴意义。
负电价的原因
负电价出现的原因简单可以解释为：电太多了！
深挖根源，又与新能源发展密切相关！
负价格表明了该时间段电力供应过于充沛，远远超出用电负荷，即便上网也无法消耗。由于电费都是与电网结算的，电网购进的电如果不能被消纳掉，这部分在电网中空耗的电就需要电网来买单，电网显然不想当这个冤大头！
因此，可以说所有的弃风、弃光、弃水、弃火都是发生在电网侧。一方面电网需要稳定的电力来源（如火电、水电、核电）来保证整个电网的稳定，另一方面电网又背负着新能源消纳的指标，希望购进更低成本的新能源发电来降本增效。
但新能源出力的不稳定性又影响了电力供应的稳定性，山东地区，新能源发电实在太多，在某些时段就严重过剩了。再加上光伏、风电等新能源发电的不稳定性，遇到某个时段发电量突然大增，市场上就会出现短时间内供大于求的状况。
显而易见，在用电增量有限的情况下，尽管可再生能源发电有优先消纳权，但仍然出现了“卖不出去”的情况，这就意味着，局部区域内存在电力供应过剩的情况。根据山东省电力交易中心数据，自2022年2月初到2023年1月底，在光伏项目发电量高峰时段，发电侧售电价格出现了176次的负电价。
信达证券能源首席分析师左前明接受证券时报记者采访时谈到，负电价产生原因本质是电力供应的阶段性过剩，市场报价机制报出了负电价，这和近几年新能源发展不无关系。
“以前没有新能源发电，传统电力机组的出力曲线和用电负荷是比较匹配的，不会出现不一致的情况。但这几年，由于风电、光伏发展，基于其不稳定特性，以前的鸭子曲线变成了深渊曲线。”左前明举例称，光伏发电机组在中午时段大发的时候，反而没有太多用电需求。随着市场光伏、风电装机越来越多，消纳不了的时间和范围就会越来越广，负电价的时间和程度就会越来越深，呈现螺旋式增长。
图源：储能观察
176次的负电价，从侧面反映出山东省不断增长的屋顶太阳能发电能力已经影响到了传统电网的发展。
负电价，可以选择不卖吗？
既然每上网一度电，发电厂还要倒贴0.08 – 0.10元，那发电厂不并网，不卖电，行吗？
众所周知，“电”作为一种特殊的商品，需要即产即销，很难储存。如果发电企业可以预见到某个时间段是需求低谷，当然可以提前布局减少甚至停止发电。但在实际运营中，这个难度是相当大的。
对于火电、核电系统来说，短时间内启停，运营成本非常高；对于水电来说，一般都远在千里之外，调节发电量会牵涉到整个电网系统的调节；对于风电和光伏来说，只要把并网点断开就行，但此时的“低谷”不仅是新能源最大的出力时间，断网后会存在弃风、弃电现象。
浪费掉，也比“负”电价要强吗？这又涉及到市场化交易机制问题和并网接入问题。
电力市场往往采取竞价上网的机制，不同电力之间需要相互竞争，报价低的拥有优先交易权。现货交易市场按供需全电量报价，但是出清的时候，是根据报价排出清顺序。当市场供大于求的时候，企业电价报的过高，排位就会靠后，面临出清不了停机的情况，就需要花更大的代价去处理溢出的电力。发电企业如果为了持续发电，考虑到停机成本很高，就会有意报低电价，出现负电价。
所以，面对竞争压力，负电价成了一种“舍小钱保大钱”的必然。
此外，在用电低谷时不接入，过了用电低谷又突然被接入，对于电网来说就会出现时断时续的上网冲击，新能源的不稳定本身对电网就是考验，人为的冲击更降低了新能源的竞争力。对于新能源来说，既然已经规定必须有10%的电量参与现货市场，也就只能接受负电价了。
总而言之，不卖还真的不行！
应该正常看待负电价
“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。
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。
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。从世界范围看，各地电力市场均出现过负电价。
由于对可再生能源的投资建设较为积极，欧洲已经成为全球最大的负电价市场之一，其中，德国、西班牙、丹麦等国家的电力市场中经常出现负电价，尤其在风能和太阳能发电量较大的时候。另外，出现过负电价的国外电力市场包括美国得州、加州、澳大利亚，日本、韩国等。总体来说，随着可再生能源的逐渐普及和电力市场的发展，负电价的情况可能会越来越普遍。
负电价的出现好处多多，如，可以鼓励消费者增加用电量，促进经济发展和可再生能源的利用；也可以减少电力公司的浪费和成本，提高电力市场效率；此外还可以促进电力市场的竞争，鼓励电力公司提高效率和改进技术，以降低成本和提高效益。
据了解，到2030年前，山东新能源将以每年1000万千瓦的速度接入，或许未来还会刷新今年劳动节创下的负电价时长记录。
林伯强指出，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。
储能的机会来了？
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。
不得不承认的是，储能的责任划分不清，也拖延了储能的建设。一定程度上，机制比技术瓶颈更严重。
以往电力平衡的责任在电网，抽水蓄能等大型储能电站电网自己建。电网也希望分散平衡的责任，以辅助服务的方式推给发电企业。
地方政府在探索新建新能源发电项目按照比例配套储能。但是新能源项目，储能的经济性没有完全体现出来，配套储能的进展不一，造成了部分地区、部分时段的电力供需失衡。
所以在资本蜂拥进入储能的同时，也需要储能成本分担机制和责任的明确，进一步完善市场机制。
不过，即便在完善的市场上，负电价也是正常的报价策略。市场终究是有涨有跌，有正也有负。
对于现货市场的负电价，要习以为常，平常心对待。而储能作为市场的增量，无论是技术、还是商业模式，把握住就是最大的机遇。
从这个角度说，储能的机会很大。
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