據山東省電力交易平臺信息，5月1日-5月2日期間的48小時實時現貨交易中，共32個小時出現負電價。其中，5月1日20時-5月2日17時，連續21個小時實時現貨交易價格為負電價，最低實時電價出現在5月2日17時，為-8.5分/千瓦時，時長和金額“刷新了長周期現貨試運行的負電價紀錄”。

一石激起千層浪，“活久見，國內首次出現負電價”“負電價‘暴擊’新能源發展”等聲音層出不窮。業內人士指出，負電價不是“洪水猛獸”，在大宗商品交易規則中均允許出現負價格，在國外電力現貨市場中屢見不鮮，無需大驚小怪，但負電價釋放的價格信號才值得深思。

誤解一：國內出現負電價不可思議

正解：國外現貨負電價司空見慣

“國內首次連續21小時出現‘負電價’”“國內驚現負電價”……目前有關負電價的討論中，“首次”“驚現”等見諸報端。

什么是負電價？

對于任何市場化商品而言，買家希望價格越低越好，賣家希望價格越高越好，兩者利益產生沖突。在交易規則中，政府往往設置價格上限和價格下限以平衡買賣雙方的利益，在經濟學上也被稱為“價格控制”。供需關系決定現貨價格走勢，簡而言之，當供不應求時，價格或達上限“天花板價”；反之供過于求時，價格或達下限“地板價”。

負價格的價值難以忽視，大宗商品交易規則中均允許出現負價格。2020年疫情沖擊導致需求下降，國際原油現貨價格持續下跌，生產商通過負價格避免關井停產，2020年4月20日，美國懷俄明州瀝青酸油跌至歷史最低值-54.19美元/桶。

電力領域也不例外。諸多歐洲國家、澳大利亞、美國的電力市場中出現負電價已是司空見慣。在國內長周期運行的電力現貨市場試點中，各省的零電價與山東的負電價概念相同，均為“地板價”，只是山東的報價規則里允許出清價格低于零而已。山東現貨市場出現負電價，是我國現貨市場不斷完善的標志。去年3月，山西電力現貨市場日前和日內出清價格連續17個小時處于零電價，廣東、甘肅均有零電價的時段。

山東電力現貨為何出現連續21小時負電價時段？

據記者了解，本次負電價發生在節假日期間，該時段內，山東省總裝機2300萬千瓦的風機，預計最大出力達到了1760萬千瓦，總裝機4500萬千瓦的光伏，預計最大出力可達到了3500萬千瓦。假期部分工廠放假，山東省該時段統調電網的系統負荷下降了15%到20%。供過于求，負電價不可避免地從夜里風電大增開始出現，一直到第二天太陽落山光伏出力下降，才爬出了負電價的深谷。

誤解二：新能源貼錢發電？

正解：負電價有利于消納新能源

“多發電還要倒貼錢！這讓光伏行業怎么辦？”“負電價‘暴擊’新能源發展”“用戶用一度電‘反掙8分錢’”……業內對負電價的熱議，與每年夏天“美國德州批發市場電價飆升，達到46元/千瓦時和63元/千瓦時，用戶使用空調要‘破產’”的斷言如出一轍。

美國德州所謂的“高電價”每年只出現一兩次，而且在成熟的電力市場中有完善的金融合同和售電公司鎖定風險，不論多高，都并非用戶支付的電價。山東的負電價同樣如此，個別運行日的長時負電價是偶然的正常現象，將電力現貨市場中某個小時的負收益簡單理解為新能源倒貼錢實為誤讀。

電力交易專家趙克斌表示，山東現貨市場出現的負電價，不等于意味著發電企業的結算電價就是負數。“市場主體是否貼錢，要看此時現貨市場上各個市場主體的發電量、用電量與中長期合約電量曲線是正偏差還是負偏差。”

求實能源技術(深圳)有限公司總經理蔣江說：“由于低流動性、高比例的中長期交易覆蓋比例很高，現貨市場中負電價實際對各方帶來的影響非常有限。發電成本由固定成本和變動成本共同組成，要算總賬。”

相反，負電價和新能源的關系此呼彼應，負電價機制的出現恰恰是為了消納新能源。國外新能源直接參與電力市場時，一方面，新能源發電通過低邊際成本自動實現優先調度，極端情況下以負電價參與競價，以獲得消納權限。換言之，現貨市場中某時段的負電價是新能源不連續出力的代價，“花錢請別人用”。即使在成熟的電力市場中，也可能出現“價格踩踏”，比如美國加州，由于光伏裝機逐漸增多，著名的“鴨子曲線”已加劇成“峽谷曲線”。

而隨著新能源大規模并網，負電價的出現愈發頻繁。大量邊際成本接近零的可再生能源裝機涌入市場，在完全市場競價機制下最優先上網。理論上，只要不斷停機，即可減少供應，但電力系統的現貨出清，不僅要考慮經濟性，也受保證電網安全的物理約束。“新能源大發時，要保證系統安全，必須維持一定量的火電機組運行。當新能源能夠滿足或超過用電負荷，所有火電機組都成了不定價的機組后，煤機為避免啟停損失采取低電價的報價策略以求自保，電價就跌到地板價了。”山東省電力從業人士趙某說。

誤解三：負電價打擊火電企業？

正解：暴露了與日劇增的新能源消納壓力

“負電價打擊山東省煤電企業”“負電價時段導致煤電企業艱難前行”……有關負電價對煤電企業的影響的熱議同樣失實。負電價是新能源大比例并網與煤電博弈的結果而非起因。

電力市場改革的核心，即合理補償電力企業成本的同時，釋放準確的價格信號，實現資源的優化配置。那么，山東省長時負電價傳遞了哪些信號？上述發電企業工作人員告訴記者，21小時的負電價，暴露的是新能源大規模并網與缺乏靈活性調節機組的結構性矛盾，山東就是縮影。

國家能源局數據顯示，山東省光伏容量裝機已連續多年位居全國首位。截至2022年底，山東光伏累計裝機規模超42.7吉瓦，成為第一個突破40吉瓦大關的省份。其中，分布式光伏規模高達30.2吉瓦，裝機容量全國第一。山東省能源局近日發文顯示，到2023年底，電力總裝機達到2億千瓦左右，其中，新能源和可再生能源發電裝機達到80吉瓦以上，占比達到40%以上。

同時山東省的電力結構以煤為主體，山東省能源局數據顯示，截至去年6月底，山東省煤電裝機1.05億千瓦，位居全國第一，占山東省電力總裝機比重59%。“山東省沒有水電和燃機，除了120萬千瓦泰山抽水蓄能電站外，又上了文登、濰坊抽蓄項目，2021年底山東成為全國新型電化學儲能保有量最大的省份，但與新能源的增長速度相比仍然杯水車薪。調節新能源的壓力都壓到了火電身上，山東省百萬煤機頻繁參與啟停調峰的新聞，自2019年起就引起業界關注。由于輔助服務機制不完善，煤電企業‘既出錢又出力’苦不堪言。”山東省某從業者說。

負電價的引入傳導了電力市場供需的信息，避免新能源過度投資出現不考慮經濟性大干快上的局面。山東省的長時負電價，也暴露了我國現有新能源消納機制亟需市場化的緊迫性。

我國現行新能源消納制度亟需與市場接軌。目前，我國新能源仍以“保量保價”計劃型收購為主。近年來，隨著新能源裝機的高速增長，部分地區出現較嚴重的新能源裝機過剩現象，原有保障性收購政策難以為繼。“經某地區經測算，30萬火電機組參與系統調谷，15萬風電機組低谷時段發電4小時，火電機組需要補償成本120萬元，而多消納風電產生的經濟效益僅30萬元左右。由此可見，行政指令并非新能源消納的最優解，國家正有序推動新能源參與市場交易，用市場這支‘無形之手’擴大新能源消納效率。”趙某坦言。

對市場主體而言，需正視新能源的“能”與“不能”。趙某進一步指出：“‘新能源不適合這樣的規則，市場規則就不能這樣設置’的‘巨嬰思維’要不得。在電能量市場中，新能源產生的電與常規機組產生的電沒有任何區別，都是同質的。若新能源在電能量市場中被特殊對待，就會扭曲價格信號，導致資源錯配。新能源的特殊之處在于其綠色環保的低碳屬性，但我國綠電價格形成機制有待厘清、省間電力交易規模受限加劇綠電的供需錯配、綠電的環境價值尚未全面打通等掣肘，導致綠證交易和綠電交易規模有限。當務之急是激活新能源的環境屬性。”