近日，山东省发改委发布新公告，对市场发电侧售电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-0.10元。
这其实不是山东第一次出现负电价！
2022年12月，山东发电侧现货价格就已经出现-8分/度的出清电价，也就是说发电厂每上网一度电，不仅不能得到电费，还要付费给用电客户。未来山东电力市场出现负电价或将成为“常态”，几乎是一种极端的方式来促进电力市场消费。
电太多了
发电上网还要倒贴钱，明显是不鼓励发电！
确实，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，而有些地区如山东，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。
早在2018年初，山东省便发布公告，表示除夕至初六期间光伏电站停运调峰。腊月二十三至腊月二十九、正月初七至正月十五期间，按照“先弃风后弃光”的原则通知各地调光伏电站停运调峰。
此后的春节期间山东继续对分布式光伏停运调峰，2021年山东省直接发布限电公告，表示按照"先集中式、后分布式"、"先非户用、后户用"和"公平、公正、公开"的原则，合理安排新能源电力参与调峰。
到2022年，新能源已经不仅被要求在春节期间参与调峰了，山东作为中国最大的分布式光伏发电地区，已经颁布政策规定，新能源发电必须有10%的电量参与现货市场。在山东电力现货市场中，发电侧在中午调整成谷段电价而实行负电价，因此山东也就成为全国最早出现光伏上网“负电价”的地区。
负电价，不卖行吗？
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，在峰谷对应的短时间内启停，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，断网后风、光资源仍在，只是白白地浪费掉而已。
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。在用电低谷时，如果你的报价不够低，没有被市场选择，就需要花更大的代价去处理溢出的电力，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。
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，其中135次为-0.08元/kWh的“地板价”。
这也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。
总而言之，不卖还真的不行！
负电价，稳定电网
负电价对发电侧的影响是很小的，那负电价的意义是什么呢？有分析认为，负电价有助于稳定电网。
负电价对电网的稳定首先表现在对用电时段的调节上。负电价无法左右发电的“开关”，但却可以通过电价来引导用户选择不同的时段进行用电。与负电价同时出现的，还有高电价时段，针对高电价和负电价的不同时间段，非连续性用电的用户，可以重新规划用电时段和耗能需求，仔细了解并调整生产工艺的耗能，节约用电成本。
负电价对电网的稳定还表现在对储能的激励上。负电价让电价的峰值和谷值价差更大，对于靠价差来实现收益的储能来说，能否实现盈亏平衡尚有待确认，但拉大价差对于储能无疑是重大的利好。多级价差，多个“峰、谷交替”也让储能更容易实现一天内多次重放，投资回收期大大缩短，光伏+储能项目在负电价时间段购电，还免去输配电费，形成了更大的赚钱空间。
而对于电网来说，其最终的目的是赚过网费，不是为了赚电价差价。电网建设时也能减少调节负担，少配置与之相关的输变电资产，最终可以降低成本进而降低输、配电价。
负电价，或成常态
多级电价、峰谷交替，已经成为新电改后的普遍现象。随着风电、光伏建设的加快，未来新能源面临的负电价只会越来越多。
诚然负电价的出现对于新能源发电企业并不“友好”，在光伏出力最佳的中午却是用电低谷；在风电出力最佳的夜间也是用电低谷。电价逐步走低，对于风电、光伏电站收益率将是巨大考验，收益模型面临改变。但从另一个角度来看，参与电力现货交易、负电价的出现，也说明了风电、光伏的发电成本已经大大降低，比传统能源更有竞争力。
由于近期硅料刚刚经历反弹，坩埚、辅材缺货又阻止了硅片/电池片的降价，行业对突然爆料出的“负电价”还心有余悸。但2023年的光伏度电成本还会随着硅料降价、辅材降价等因素进一步降低，随着光伏装机量增加，光伏发电参与现货交易，与传统能源竞争是迟早的事情。
不参与竞价上网，不面对负电价，硅料降本后浮现的利润空间难道留给组件厂、开发商吗？山东的“负电价”，只是提前打了一支“疫苗”而已。
