山东连续22小时负电价，释放出什么强烈信号？

继2023年3月13日山东省发改委划定市场电能量价格下限为-0.08元/千瓦时之后，在这个五一假期山东省就迎来了低至-0.08元/千瓦时的负电价。前后不过月余。

而且这次负电价出现的时间段长度也比较长。根据山东电力交易中心的官方数据，在5月1日20时至5月2日17时这连续22个小时的时间里，山东省实时现货交易价格为负电价，而在5月1日至5月2日期间的48小时实时现货交易中，共有32个小时出现负电价。

5月1日实时市场发电侧小时级电价

5月2日实时市场发电侧小时级电价

5月1日、5月2日山东省实时电力市场报价

经统计，而5月1日的现货平均交易电价为-1.3分/度。用户侧每越用越赚，发电侧越发越亏，必然会引导用户侧重新开机，亦或是发电侧启停，也算是电力现货交易市场这只无形的手在起调节供需平衡之作用了。

不过由于山东还有每度电0.0991元的容量补偿，所以结算电价还不是负的。而且目前中长期交易的比例占到了八到九成，远大于现货交易市场。另外，居民用户和代理购电用户并不受影响。最后，山东的新能源只有10%的集中式电站参与现货交易，所以这次负电价的影响面、大众感知度并没有媒体宣扬的那么大。

#负电价为什么出现在五一节的山东

负电价为什么出现在五一节的山东?这种情况是多重因素叠加而来的，接下来让我们浅浅分析一下。

首先，如前文所说，早前山东省发改委已经为负电价铺好了路，划定了下限，让其在电价政策层面成为可能。

其次，近年来山东省的产业结构调整迁出了许多高耗能的化工、冶炼产业，如电解铝、钢铁、有机硅等传统重工业转移到了水电更丰富的云南等省，也就是常听到的“新旧动能转换”。大工厂转移，小工厂取缔，产业“腾笼换鸟”之后，山东省的用电需求骤降。特别是到了五一假期，大部分工厂放假，工业用电需求更少了。

另一方面，山东省是我国发展风电、光电的排头兵。根据最新数据，山东省风电、光伏发电装机达5691.5万千瓦，占全省电力总装机的32%，同比增长28.6%，装机规模居全国第二位。而在《山东省能源绿色低碳高质量发展三年行动计划(2023—2025年)》中，山东省到2025年，风电、光伏发电装机要分别达到2500万千瓦、5700万千瓦以上。今年五一假期天气风和日丽，光电、风电出力随之变多，根据我国政策电网被要求优先消纳新能源电力，就给他们带来了不少的压力。当然，这与山东电力系统缺少常规水电、燃机等灵活调节性电源，调峰能力不足、手段相对单一等短板有关。

供给攀升，需求下滑，因供需之差、电网弹性弱而催生的负电价，可视为山东产业转型、电力来源转型之阵痛。

#电力已经充沛到可以随意弃之的地步了吗?

难度电力真的已经充沛到可以随意弃之，如同1932年倒入密西西比河的牛奶?当然不是!

4月26日，国网能源研究院发布的《2023中国电力供需分析报告》提到，结合宏观、中观、微观视角下影响电力供需的因素看，疫情防控优化、经济恢复向好、气温正常偏高等成为支撑用电较快增长的有利条件，预计今年全国全社会用电量约为9.25万亿千瓦时，比上年增长7%左右。今年全国最大电力负荷将出现在夏季，约为13.7亿千瓦，比上年增长6.5%。冬季全国最大负荷为12.8亿千瓦左右，将出现在12月，夏冬“双高峰”特征显著。

国家电网副总工程师兼国网能源研究院院长欧阳昌裕表示，预计今年底全国发电装机容量将达到28.4亿千瓦左右，同比增长10.8%，火电比重将首次低于50%。全国电力供需呈现紧平衡态势，局地用电高峰期间有缺口，夏冬保电不轻松。

国家气候中心党委常委、副主任袁佳双表示，最新的预判是，今年5-9月的汛期，我国气候状况总体为一般到偏差，旱涝并重，区域性、阶段性旱涝灾害明显，暴雨、高温、干旱等极端天气事件偏多，降水呈南北两条多雨带，长江中游降水明显偏少。“今年夏季，全国大部分地区气温会偏高，华东、华中、新疆等地可能出现阶段性高温热潮，能源保供形势依然严峻。”

#配储!配储!配储!

既然电力仍然存在短缺，负电价的出现只能说明电力供需双方出现了时间、空间上的错配。

作为我国大规模使用绿色低碳能源的重要一环，电网消纳可再生能源的能力早已被视为核心问题之一。2023年4月，国家能源局在组织召开的全国可再生能源开发建设形势分析会上，指出了“大型风电光伏基地配套电化学储能调峰设施建设进度较慢。”等问题，要求“要进一步压实责任，明确整改时限，确保大基地按期建成并网。”

这一郑重发言，可被视为对电网系统、新能源发电侧的“敲打”。值得再次强调的是，锚定碳达峰碳中和目标之后，统筹能源安全供应和绿色低碳转型，持续推进大型风电光伏基地建设，发展可再生能源……这些工作任务是绝不会开历史倒车的。用数据来说：

2023年一季度，全国可再生能源新增装机4740万千瓦，同比增长86.5%，占新增装机的80.3%。其中，风电新增并网1040万千瓦，光伏发电新增并网3366万千瓦，生物质发电新增并网63万千瓦。截至2023年一季度，全国可再生能源装机达到12.58亿千瓦，风电装机3.76亿千瓦，光伏发电装机4.25亿千瓦，生物质发电装机4195万千瓦。 可再生能源发电量持续增长。2023年一季度，全国可再生能源发电量达到5947亿千瓦时，同比增长11.4%，其中风电光伏发电量达3422亿千瓦时，同比增长27.8%。可以预见，新能源发电的占比和总量还在高速攀升。

保障大型风电光伏基地配套电化学储能调峰设施建设，是最简单可靠的保障分布式新能源就近消纳、弥合供需双方时间、空间错配的有效手段。

#写在最后

强化配套储能建设的重要性已无需多言，从电力供应保障的角度考虑，源网荷储多端还要共同发力。

在用能短缺的风险识别环节，要加强煤炭、天然气、气温等因素跟踪监测、风险识别与预判。

在发电环节，应严格机组涉网管理考核，提升机组发电能力，做好水电和新能源发电预测。

在输电环节，要加强全网统一调度管理，发挥大电网大范围资源优化配置优势，充分挖掘跨省跨区互济潜力，灵活开展跨省区的电力支援，加快推进电网补强工程建设，弥补电网薄弱环节。

在用户侧，要加强电力需求侧管理，精细化落实需求侧负荷控制的措施，完善需求响应的积极政策。

当短板得到弥补，新能源项目得以应发尽发、应用尽用，电价会在合理范围内逐步降低，负电价也许会频繁出现，但绝不会成为主流常态。