21世纪经济报道记者费心懿上海报道

“负电价”现象在我国电力市场中逐渐显现，成为市场新热点。

2023年五一期间，用电大省山东首次出现长达20多个小时的“负电价”现象，开创我国电力市场负电价先河。此后两年，山东省继续出现负电价现象。今年1月19日，浙江电力现货市场也首次记录了-0.2元/千瓦时的地板价，次日再现同样价位，直至1月21日才恢复正值。

随着《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（即“136号文件”）于今年2月发布，新能源电力交易进入“不保价不保量时代”，负电价现象引发了对新能源电站投资收益的担忧。

负电价起因于供需错配，即电力供应大于需求时，发电公司为了完成消纳，会报低价实现电量出清。新能源的波动性和不稳定性加剧了这一现象。在电力市场化程度更高的国家，“负电价”并不罕见。2024年，德国电价跌至负值的时间长达468个小时，比前一年增加60%以上。

我国新能源上网电价经历了从“标杆电价”到财政补贴退坡，再到新建项目引入市场化机制的过程。目前，新能源大规模发展亟需深化市场化改革。多省电力现货市场转正，电价随市而行，由供需关系决定。

国家能源局数据显示，2024年1至10月，全国电力市场交易电量达5.08万亿千瓦时，占全社会用电量比重从2016年的17%上升到62%，新能源市场交易电量占新能源发电量的近50%。

“136号文”的发布标志着新能源电力交易进入新纪元，全国超80%的发电装机容量将完全市场化。该文件推动新能源上网电价全面由市场形成，建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，并区分存量和增量项目分类施策。

山东和浙江的负电价现象均发生在假期期间，与各地电价区间和定价策略有关。浙江省设置市场出清价格负值的本意是想降低民营企业用电成本，让高耗能企业在新能源大发时用上便宜电。

针对此次改革，国家发改委、国家能源局强调，对居民、农业用户电价水平无影响。工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。新能源发电脱离固定收益模式后，从业者与电站投资方需重新制定策略。

张晓斌分析，负电价现象反映了电站大部分电量已有收入兜底保障。若所有电量都进入现货市场，发电企业需考虑边际成本。最终电价需满足收益。此外，政策窗口期下，市场上出现抢并网现象。取消强制配储后，储能行业有望市场化，“光伏+储能”实现错峰发电成为共识。

（文章来源：21世纪经济报道）