“随着新能源发电布局越来越广、比重越来越高，负电价将成常态。这在国外早有先例，很正常。”对于五一期间，山东电力市场现货交易数据负电价持续时长破纪录的情况，多位行业人士及分析师向证券时报记者表达了这样的观点。

负电价并不意味着用户端可以免费用电，更不意味着国内风电、光伏装机已经过剩。如何解决目前新能源发电出力不稳定的问题?市场依然将关注点集中在储能布局。业内人士认为，当前市场负电价的出现，叠加原材料价格下跌，发电侧盘活储能资产的意愿正在增强。

负电价影响并不大

5月1日至2日，山东电力市场现货交易中心出现连续21小时实时负电价数据，刷新了国内电力现货市场负电价持续时长纪录，也引发业内关注。

“负电价和用户端并没有关系，只是发电侧的报价策略问题。发电侧报出负电价代表计划优先出清，但从用户侧看并不会出现负电价的情况。”一家发电侧央企人士表示，虽然交易规则上允许报负电价，但实务中这种情况很少见，也很难明确具体成交了多少负电。

在政策端，近日山东省发改委发布《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知(征求意见稿)》，其中对市场电能量出清设置价格上限和下限，上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。

而根据山东省电力交易中心数据，早在2022末当地发电侧现货价格就一度出现每千瓦时-0.08元的出清电价。

为何会出现负电价的情况?

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，这和近几年新能源快速发展不无关系。

“以前没有新能源发电的时候，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。但这几年可以看到，由于风电、光伏的高速发展，基于其不稳定特发电的同质性，和时间反负荷特性越发明显。典型的代表即为约10年前加州的‘鸭子曲线’，现在明显加深，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，反而没有太多用电净负荷需求不断降低，甚至转负，即电力供应出现阶段性过剩。在消纳能力有限的情况下，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。

左前明认为，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，体现电力实时区域分时分区的供需特征形势，有利于引导市场资源配置。

他指出，如果没有负电价机制电价的波动，市场参与者就无法掌握区域发电能力过剩或短缺的消息迹象，依然进行投资，就会容易造成投入资源浪费或有效供给不足的问题。目前部分区域、时段的电价已经看到反映出新能源投资过剩阶段性过快的苗头。如果将再按前期对于风光增长的线性预期来投入相关产能建设全部投放市场，就无疑会带来一些阶段性产业链过剩的问题。长久看，电力市场化还是要回归电力商品交易本质，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。

“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问题。这里面既有技术上的问题，也有体制机制等方面问题。”左前明提出，目前新建集中式光伏新能源发电项目往往要求按照装机容量10%及以上比例、2-4小时配建储能或调峰能力，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止2-4小时，配套储能容量低、时间短，并无法根本有效解决消纳问题，过多的配置还会带来成本压力，所以在大容量、长周期、低成本储能技术实现之前，随着电力市场化的推进，现阶段的负电价或将是常态。

上述发电侧央企人士也称，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。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。

常态化看待电价负值

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。

“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。

“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。”上述发电测央企人士也称，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%。

负电价的出现，基于国内新能源发