近日，山东省发改委发布新公告，未来的山东电力市场将出现负电价！
公告中，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。
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已经出现-8分/度的出清电价。发电厂实际上是在付费给用电客户，促使他们消费自己的电力。
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负电价也要卖，发电厂不在乎赔钱吗不少人会疑惑，为啥会出现负电价交易，发电厂已经不在乎赔钱了吗？
在电力市场中，电是一种交易商品，但电力的储存并不容易，需要即产即销。因为光伏、风电等新能源机组不稳定，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。
此时，发电企业当然可以选择停止发电，减少供给。但在实际中会发现，煤电、核电系统一旦出现短时间启停，运营成本大量增高，带来巨大的经济损失，极其不划算，所以还不如继续维持运营。
但如果仅是这样，企业把多余的电量废弃掉就行了，只要不去市场买卖，也不至于出现负电价交易，卖出去反而倒赔钱。
原因与电力市场运行机制有关，市场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。
另外，发电企业还可以参与金融市场给电价保值，这种情况在欧洲、美国电力金融市场中已经比较普遍。通过期货期权等手段，可以提前锁定远期价格，将电价波动的风险转移出去，这样一来，负电价对发电企业售出价格影响也不会很大。
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负电价有助于稳定电网用户可能会说，“这可太好了，我多用电还能有钱拿。”
其实未必，因为负电价往往是一时的，与之同时带来的是高电价的时间增加，针对高电价和负电价的不同时间段，企业需要开始重新思考自己的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。
国内罕见，但在欧洲等电力市场化发展比较成熟的地区，负电价已经是见怪不怪的常规操作。
它所引起的效应是一连串的。首先是用电需求与发电量的平衡将得到调节。在高电价时段，非必要用电需求可以减少；而负电价时，能激励用电增加，吸纳电网滞销的能量，对稳定电网稳定有积极作用。
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。
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储能企业机遇几何投资成本高，卖电盈利难抵建设投资，过去储能的发展一直比较尴尬。负电价到来之后，有很多人欢呼雀跃，“储能终于迎来破局了”。
这么说，其实还早了点。
比起负电价，电价差才是储能盈利提升的核心。
过去，有一些储能电站凭借电价差赚到钱了，比如国家电投海阳、华电滕州、三峡庆云、华能山东黄台——四家山东储能电站，在2021年3月就已经实现交易962万度电，如果按照过去现货电力市场0.42元/度的差价，交易额超过400万。
当然，负电价出现以后，电价差有望被进一步拉大，但如何预测高峰和低谷成为一个关键点。
通过总结山东省大致的实时电价分布规律，电力低价或负价节点往往在中午，而傍晚18-19点左右为高价点更可能发生的时间。
所以大多数储能电站目前普遍采取“中午充电，傍晚放电”的策略。
这种方法较为粗犷，欠缺精准，实际情况下每日高低点分散，因此盈利状况不如想象中乐观。
在价格差机遇之下，如何准确预测最高点和最低点，是储能企业需要想办法提升的重点。
此外，因为负电价点往往在中午，意味着光伏发电最盛时卖不出好价格。山东是分布式光伏大省，这方面的影响不容小觑。
这时，“光伏+储能”成了比较好的解决方案，只是，这样会增加一笔不小的建设投资，唯有储能通过技术进步等手段降低成本，否则全面推广尚待时机。
无论如何，负电价的到来，就如同“数学学科中诞生无理数”一样，对电力市场化的完善具有积极正向的意义。
