根據山東電力市場現貨交易中心數據，5月1日下午20時到5月2日下午17時，山東電力現貨市場以連續21小時的實時負電價刷新了國內電力現貨市場負電價持續時間段紀錄，48小時內，日前發電小時級負電價時間段達到25小時，同樣刷新國內電力現貨市場紀錄。

與此同時，5月1日，山東電力現貨市場實時市場發電側最高價346.09元/兆瓦時，最低價-80.00元/兆瓦時，算術平均電價-13.02元/兆瓦時（疊加容量補償電價99.1元/兆瓦時，為86.08元/兆瓦時）。這幾乎可以理解為在用戶付費用電的同時，發電企業也在付費發電！

事實上，山東電力現貨市場的負電價此前已屢次出現。自2021年12月山東啟動電力現貨市場不間斷結算試運行以來，山東去年有176天出現了負電價，且負電價出現的主要時間段為上午10時到下午15時的光伏大發時段，平均負電價為-0.08元/kWh。

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通過今年“五一”期間高達25小時的負電價也可以看到，上午10時至下午16時，連續2天均為-0.08元/kWh的“地板電價”。

據享能匯報道，山東省專業人士指出，本次負電價長時間出現的主要原因一方面是節假日期間最高直調負荷下降了15%；另一方面則是風電大發，最高風電負荷1760萬千瓦，平均值達到1100萬千瓦。白天疊加晴好天氣，光伏發電負荷大，火電可運行容量低，也就出現了長時間的負電價。

負電價的背后是在山東省新能源裝機占比的快速攀升。根據數據顯示，光伏已經成為山東省內的第二大裝機電源，占比達到27%，合并風電，風光新能源裝機占比高達42%，與省內第一大裝機電源火電幾乎持平。

從現有的試點省份來看，供需決定價格，在現貨交易規則下，新能源的發電特性決定了電價水準低于基準燃煤電價。根據協合運維數據，2022年山東、山西光伏上網電價平均為0.355、0.23元/千瓦時，低于當地燃煤基準價10%-30%不等。

電力市場交易的出發點之一是發掘發電側深調潛力，助力新能源消納。從目前來看，新能源消納率與電價二者不可兼得。電價的極端波動，帶來的是新能源投資的不確定性。

但就目前而言，現貨交易還不足以抵消山東大型地面電站的投資熱情。作為新能源大省，“十四五”時期，新能源發展依然是山東省能源轉型的重中之重，其中大基地項目超過40GW，包含海上光伏、風電基地，魯北鹽堿灘風光基地以及西南采煤沉陷區光伏基地等。大型新能源基地與獨立儲能的投資積極性，仍在催動著山東的新能源發展。

對比更為鮮明的是，引導用電側削峰填谷的另一政策——分時電價的執行，對于山東的分布式光伏電站幾乎是“滅頂”之災。

分布式光伏的大規模上馬，是山東省應對當前新能源快速發展的核心問題之一。為了應對調峰電源不足的問題，山東先后出臺了《關于發布2023年容量補償分時峰谷系數及執行時段的公告》、《關于山東電力現貨市場價格上下限規制有關事項的通知（征求意見稿）》等文件，通過分時電價、負電價等政策措施調控負荷用電時段以增加消納空間。

這一政策的出臺，對自發自用余電上網分布式光伏電站的影響首當其沖?！敖衲?月，用電企業的電價顯著下降，因此要求與我們重新簽訂分布式能源合同管理，降低固定電價?，F在山東分布式光伏投資商面臨的一個境況是，由于用電企業白天用電平均價很低，部分投資商已經暫緩了在山東地區的安裝計劃，正在安裝的也轉向了全額上網模式?！?/p>

更多的投資商則正在計劃或已經離開山東市場，還有一部分選擇了觀望，電價的不確定性正成為分布式光伏投資企業最大的風險之一。有行業人士建議道，新能源投資必須要考慮電力現貨市場的影響，以市場為導向，沒有對電力市場的判斷，風險無窮。

山東省太陽能行業協會常務副會長張曉斌在第六屆分布式光伏大會上指出，峰谷電價調整對新能源投資企業確實是一定的利空。一方面是部分存量電站電表不體現峰谷，電費收不上來；另一方面，電價調整后每月情況不一樣，收益沒有確定的計算模式，項目測算會出現問題。但是，長期來看，峰谷電價調整是一個大趨勢，隨著光伏裝機占比的不斷提高，未來將有更多的省份進行調整，投資商要做好規模增加與利潤減少的準備。

當然，分時電價政策的利弊分析，要視不同的市場主體來看?！白陨綎|峰谷電價政策實施以來，今年1月，在不配儲能的情況下有200萬千瓦的晚間負荷調控到了中午時間段，春節分布式光伏幾乎也沒有限電，說明整個市場消納得到了一定程度的緩解”，張曉斌解釋道。

從電力市場的發展邏輯來看，現貨交易與分時電價的初衷都包括及時疏導發電成本、引導用電側削峰填谷，分時電價由市場而形成，亦在反作用于市場，引導發電與用電的動態平衡。

這注定了新能源在市場中的地位與角色需要在競爭中獲取，并且電力市場的發展也對新能源投資的專業性提出了挑戰，電價無疑是其中最關鍵的專業因素之一。