根据山东电力市场现货交易中心数据，2023 年5 月1 日20 时至5 月2 日17 时，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记录。5 月1 日全天实时现货交易平均电价为-13.02 元/兆瓦时。本次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。
山东省连续出现负电价的主要原因是目前储能和电网系统调峰能力相对不足，风光机组为了保证出清报出负电价。山东省是全国第一批八个电力现货市场建设试点之一，2019 年12 月11 日，山东电力现货日前市场出现-40 元/兆瓦时的出清价格，这是国内首次出现负电价，此后山东省现货市场负电价频繁出现。截至2022 年底，山东省风电光伏装机容量为65.7GW，占总电源装机占比达34.6%，其中光伏装机容量为42.7GW，全国排名第一。在现有的现货市场价格边际出清的规则下，边际成本低的风光报价低，在新能源大发或者负荷较低的情况下，风光为了保证出清可能会报出负电价。
负电价对发电侧运营商平均上网电价影响有限，而市场化趋势也会导致用电高峰时期出现极端高电价。运营商上网电量通常由三部分组成，中长期合约托底，锁定价格，日前和日内市场作为电量补充，出清价格分别按照日前及当日出清价格。对于中长期市场，国家发改委和能源局在【2022】1861 号文中规定市场化电力用户2023 年年度中长期的签约电量应高于上年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%。所以运营商发电量真正进入现货市场交易的比例不超过10%，对于全年平均上网电价影响较小，从华润电力和龙源电力的2022 年年报可知，华润电力2022 年风电平均上网电价仅下降3.2%，龙源电力2022 年风电平价上网电价下降2.5%，其中还包含2021 年以后新增的平价项目。市场化趋势下，现货市场用电高峰时期也会出现极端高电价，甚至会进一步拉高市场平均电价。
*储能现货市场峰谷套利收益将显著增加。山东省*储能市场的收益模式包括容量租赁、现货市场套利及容量补偿，容量租赁受到出租率的影响，容量补偿容易收到政策的影响，不确定性高，比如山东省容量电价补偿下降到了原来火电电价的1/6，现货市场峰谷套利成为比较稳定的收益来源，2022 年山东省平均峰谷电价差在0.415元/kWh，平均分时最低价格为0.158 元/kWh，负电价给*储能带来的新增套利空间超过0.158 元/kWh，以一个100MW/200MWh *储能电站测算，假设每天一充一放，有效运行360 天，充放电效率为90%，每天中午2 小时现货出清电价接近0，每年提高的收益接近1000 万元。
总结：山东省新能源装机占比较高，达到34.6%，边际成本低的风光报价低，在新能源大发或者负荷较低的情况下，风光为了保证出清可能会报出负电价。由于国家发改委和能源局对中长期签约电量的要求，运营商发电量真正进入现货市场交易的比例不超过10%，负电价对全年平均上网电价影响较小。但负电价的出现预计增加*储能现货市场的套利空间，为*储能市场带来较为稳定的收益。未来随着各省市电力现货市场建设推进，风光装机及发电量占比不断提升，现货市场负电价可能成为常态，会促进*储能和分布式光伏进一步发展。
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