我国电力市场再现“负电价”！用一度电，倒赚8分钱

最近全球各地越来越频繁出现一个反常识的现象：用电不仅不花钱，反而还能赚钱。

在今年4月，德国电力市场出现了50个小时的负电价，美国加州的电价也在部分时段跌至负数。到6月份，法国继续出现负电价的情况，现货市场日前电价跌到四年来的最低点：-5.76欧元/兆瓦时。

“负电价”是指电力现货市场中，供大于求，发电方报出负电价，且市场出清价为负值的情况。

一、我国哪些省份有0电价或负电价？

目前全国有23个省份已经启动电力现货市场试运行，不过刚刚“转正”的省份也就山东、山西、广州三个。

1、山东：负电价扛把子

山东作为我国首批八个电力现货试点省份之一，早在2019年12月11日的连续结算试运行时，就出现过负40元/兆瓦时的出清价格，这也是国内首次出现负电价。

据山东电力市场现货交易中心数据，2023年5月1日至2日，山东实时负电价时段长达21小时，刷新了长周期现货试运行的负电价时长纪录。最低实时电价出现在5月2日17时，为负85元/兆瓦时。也就是说，消费者用一度电“挣8分钱”。

业界人士认为，彼时山东出现长时间负电价的主要原因是正值节假日期间，部分工厂停工放假，工业用电大幅下降电网最高直调负荷下降15%。同时风电大发，晴好天气光伏发电大增，电力供应大幅超过用电负荷，导致长时间的负电价。

2024年5月1-3日，山东实时市场发电侧连续三天在午间9点-15点间出现负电价，其中最低点为5月1日15点的-95元/兆瓦时。

我们也可以看到近期山东电力交易中心公布的运行报告，可以看发电侧出报价中的最低价出现了负价格，而用电侧价格曲线中也有一小段负价格。

山东电力现货最低"负电价"

2023年3月，山东省发改委发布一份草案规定，正式将其电力现货市场上的最低价格设定为低于零，成为国内首个将电力现货市场价格下限设为负值的省份。

根据《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）》，对市场电能量申报设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.30元，下限为每千瓦时-0.08元。对市场电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。

山东“负电价”出现的主要原因

新能源占比高：截至2023年底，山东电网风电与光伏装机容量突破8000万千瓦，达8228.8万千瓦，装机规模位居省级电网第一。

电力结构失衡：煤电占比59%，缺乏灵活调节电源，储能不足，难以平衡新能源高峰供需。

2、浙江：最低负电价

据说浙江省今年5月份开始的第六次现货结算试运行期间，也出现了负电价（本次风、光新能源电量暂未参与出清和结算）。

浙江的地板价比山东还低：-0.2元/kWh。

同为全国首批8个电力现货市场建设试点地区之一，浙江还未「转正」。

浙江电力现货市场进展缓慢的原因主要包括：一是外来电占比高，煤炭资源依赖省外，调度空间有限；二是市场机制尚不完善，缺乏有效的风险管理和价格形成机制；三是历史上曾中止现货市场，回归行政定价，影响了市场化进程。

但大家也对浙江的负电价有所期望，其负电价情况是否会与山东类似？让我们分析一下：

首先，随着新能源的发展，负电价在现货市场中可能会持续出现，但浙江的新能源资源相对较少，主要以分布式发电为主。其次，浙江的电力供应结构中，外来电占比高，调度灵活性不足，限制了负电价的发生频率。

参考数据如下：

截至2023年底，浙江省新能源装机总容量接近4000万千瓦，其中光伏装机3357万千瓦，风电装机584万千瓦，新能源占总装机比首次超过30%。

浙江省的新能源发展主要依赖分布式光伏项目，且海上风电的开发尚在起步阶段，整体资源开发仍显不足。

3、山西、广州：地板价为零

2024年5月1-3日，山西的日前和实时现货市场在10：15-16:45分之间出现0电价，合计时长约为11小时。广东则在5月2日的4-5点，及12点的日前交易中发电侧出现0电价。

山西、广东等省份设立了零电价，有人说这个“地板价”在一定意义上相当于是负电价。

所以总的来说，目前负电价在我国并不是新常态，但参考国外的发展历史和现状，以及我国的新能源发展情况，我们可以预期未来的负电价将更加普遍。

二、为什么会有负电价？

负电价——新能源——电力现货交易市场，这三者是分不开的。

由于电力需要实时平衡，且无法大规模存储，可以说是要在新能源波动，储能能力有限，需求侧灵活性不足的情况下保持供需平衡，而这太难了。

简单来说，负电价产生的原因就是「供大于求」。但这也需要市场机制上的支持，即需要符合规则，如上面的几个省份，规定了下限。

更为直接和浅层的原因，就是新能源的爆发。如在节假日、夜晚等负荷低谷时段，恰逢光伏、风电等新能源迎来发电高峰，挤占了现货交易空间。

在我国的电力现货市场中，成交价是统一出清的，有人想卖高价，但不一定能成交，有人想卖低价，但最终却得到了负电价。这都是因为，成交的最后一家发电企业的报价为负，前面报高价的也没辙。这就是这个市场的运行基本规则，也是符合普遍的商业和市场原理——供需关系。

新能源大发，供给远大于需求时，「负电价」其实就是一种市场信号，鼓励所有有能力的人减少生产和增加消费。

这里面最关键的就是存储问题，电网无法存储电能，你不能说现在电力多了，没事，我等等再用，进入电网的电是无法凭空消失的。

商品的存储问题，在供过于求时愈发严重，而无法存储以供之后使用，就是最大的问题，电力更是如此。如何保障新能源参与市场的基本收益和长期健康发展，是新能源进入市场必须考虑的问题。

三、是谁在贱卖电价，不怕亏钱吗？

负电价的卖出方，我们主要还是看看煤电和新能源。

新能源发展迅速，尤其是集中式和分布式光伏，大规模地并网，与煤电、水电等传统能源进行竞争。

对于新能源来说，自身有几大优势，首先是变动成本极低，相比于煤电、气电等发电需要燃料，新能源报出低电价乃至负电价，可以保障不弃电。

其次，新能源的另一大优势在于其边际成本几乎为零。这意味着增加一单位的发电量几乎不会带来额外成本。随着大量此类发电设施接入电网，它们在市场竞价中占据了优势地位，往往能够优先上网发电。

从理论上讲，控制新能源发电量似乎很简单，只需要减少并网运行的机组数量即可。然而，实际情况要复杂得多。

电力系统的现货市场在进行出清时，不仅需要考虑经济效益，还必须确保电网的安全稳定运行。这就意味着，即使在新能源发电量很大的时候，仍然需要保持一定数量的传统火电机组在线运行，以提供必要的调节能力和系统惯性支撑。

可以说，不论是传统电源还是新能源，报负电价，拼的是承受力，考虑因素主要有：合同，补贴，亏损，停机等。