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山东电力交易中心数据显示,5月1日,日前市场发电侧最高价431.16元/兆瓦时,最低价-80元/兆瓦时,算术平均电价136.92元/兆瓦时;实时市场发电侧最高价346.09元/兆瓦时,最低价-80元/兆瓦时,算术平均电价-13.02元/兆瓦时。
5月2日,日前市场发电侧最高价467.41元/兆瓦时,最低价-80元/兆瓦时,算术平均电价49.53元/兆瓦时;5月2日实时市场发电侧最高价499.08元/兆瓦时,最低价-85元/兆瓦时,算术平均电价58.95元/兆瓦时。(以上电价未叠加容量补偿电价99.1元/兆瓦时)
作为全国首批电力现货交易试点,山东电力现货市场自2021年12月连续结算试运行近17个月。今年3月份,山东省发改委发布《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知(征求意见稿)》,被业内称为全国首次将电力现货市场最低价格设定为负值的省份,山东负电价正式落地。该《通知》中指出,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。
负电价产生的原因
对于出现负电价的原因,山东一位售电从业人员向北极星表示,“受假期影响,用电负荷有所波动,另外叠加近期山东连续大风预警,新能源出力增加,造成了现货市场负电价的形成。”
北极星售电网整理了4月以来山东实际日调度最高用电负荷,4月均值为6270万千瓦,而4月29日-5月3日平均值为5643万千瓦,下降了10%。
另外,在国家预警发布中心和山东省气象台获悉,5月2日-5月5日,山东持续发布大风蓝色预警,风电出力增加。
(图片来源:电查查)
山东新能源装机占比超过40%,累计光伏装机量全国第一,风电装机量全国第五。截至2022年底,山东风电装机量2302.18万千瓦,光伏装机量4269.88万千瓦。
山东加快推动清洁能源成为电力增量主体。到2025年,光伏发电、风电装机分别达到6500万千瓦、2800万千瓦;到2030年,分别达到1.25亿千瓦、5500万千瓦。
新能源装机占比的逐步提升,也带来了一些问题。一位电力市场从业者表示,“随着新能源装机占比的提高,新能源消纳任务愈发艰巨。在煤电机组灵活性改造进度不足,储能示范项目刚刚起步,分布式光伏爆发式增长,依靠煤电机组启停维持新能源消纳的现状难以持续,新能源消纳面临困境。”
另外,在灵活性调节资源匮乏的情况下,山东新能源的弃电天数和弃电量逐年增加。
负电价对市场主体的影响
对于用电侧来说,出现负电价意味着“用电收费”吗?其实,电力现货市场中出现负电价,并不意味着实际结算时一定按负电价结。需要看客户中长期和现货电量的签约占比。如果用户签约的中长期电量较多,现货电量较少,那负电价的影响较小。如果中长期签了100%,那么负电价就没有影响。也有售电公司表示,“负电价的出现是利好的,价格波动大才有利于售电公司发挥负荷管理的作用,摆脱同质化的服务。”
对于常规能源来说,有业内人士表示,“负电价的频繁出现可能给常规能源未来的发展带来压力和挑战,新能源装机占比的持续增加,意味着常规能源‘老大哥’的角色发生转变。”
另一方面,负电价的出现对新能源企业来说并不友好。从山东电力现货市场运行情况来看,光伏出力高的时段容易出现低电价甚至是“地板价”,这给光伏装机大省山东的新能源企业带来了不利影响。有新能源企业谈到“新能源企业要想破局,需要在碳市场、绿电市场等赛道上另辟蹊径。另外光伏+储能或许将会发挥巨大潜力。”
对于储能企业来说,众所周知,储能企业的收益主要来源于价差,负电价的出现带来的是储能企业充电成本的降低,但最终的盈利水平还是要看最高峰谷价差的大小。
总之,电力现货市场负电价的影响是多方面的,但从整个电力市场来看,电力现货市场具有最真实的时序和价格信号,承担着价格发现职能,是市场化反映最充分、最关键的一部分。负电价的出现,意味着电力价值被充分发现。另一方面,负电价的长时间、高频次出现,意味着需要优化电源结构,解决高比例新能源参与市场交易等难题。
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上文中,我们讨论了增量项目每年可以竞价的新增机制电量总量以及在单次竞争中某个新能源主体的机制电量出清形式。虽说是通过竞价的方式来确定本期的机制电量和机制电价,但价格会是多少与本期竞价的上下限设定以及参与主体的心理博弈有很大关系。本篇我们就重点讨论下有关增量项目的机制电价。(来源:
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一、1月现货价格分析2025年1月日前均价为267元/兆瓦时,略低于2024年12月的269元/兆瓦时,低于去年同期2024年1月的341元/兆瓦时,由于2024年过年月份为2月,对比2月的229.9元/兆瓦时,今年1月现货价格上涨较大。从下图可以看出竞价空间与现货价格呈现正相关趋势,波动趋势一致。(来源:微信公众号“兰
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按照国家及山东省关于富余电力参与省间现货交易政策要求,山东能源监管办指导电网企业贯通全业务链条,督导调度机构制定《山东电网新能源参与省间电力现货市场结算试运行操作细则》,切实保障富余新能源参与省间现货市场机制有效落地。今年春节期间,针对电网调峰严峻形势,调度机构充分利用大电网余缺
近日从国网山东省电力公司获悉,2024年,山东全社会用电量达8319.72亿千瓦时,同比增长4.45%。该公司在山东电网全年有61天最高用电负荷超过1亿千瓦的情况下,没有采取电力需求响应措施,保障了电力安全可靠供应。近年来,国网山东电力围绕山东省工作大局,积极推进电网建设。2024年,国网山东电力投产3
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在国家能源局的坚强领导下,山东能源监管办会同省发展改革委、省能源局等主管部门,立足服务经济社会发展大局,积极推进电力市场化改革,全面推动山东电力市场建设,逐步构建了一套完整有效的电力市场体系,电力市场对民营经济和新质生产力发展的服务保障作用不断彰显。一是坚持公平开放,促进售电市场
今年入夏以来,受高温高湿天气等因素影响,山东全省用电负荷不断攀升。面对迎峰度夏电力保供艰巨任务,山东积极建设有利于电力保供的市场体系,以市场机制优化资源配置,引导经营主体主动参与电网调节,有力支撑全网用电负荷“四创新高,12天午晚双峰破亿”,最高用电负荷达到11451万千瓦(8月3日午峰)
电力作为现代社会的关键能源支撑,其市场动态对经济发展和社会生活有着至关重要的影响。山东省作为我国的经济大省和工业强省,电力需求一直保持在较高水平。6-8月是山东省迎峰度夏的时期,电力现货市场呈现出复杂多变的态势。在这个炎热的夏季,山东省的电力现货市场如同气温一般,经历了起伏与波动,
近年来,山东新能源保持快速发展势头。截至2024年7月,省内风电和光伏发电装机9012.3万千瓦,占全省并网发电总装机的46.7%。持续扩大的装机规模,加大了电网调峰压力。今年以来,山东能源监管办结合监管职能,加强与省能源主管部门及电力调度、交易机构沟通对接,协同配合开展省内新能源富余电力参与省
经过3个月的意见征询,2024年4月19日,山东省能源监管办、山东省发改委、山东省能源局正式印发《山东电力市场规则(试行)》(简称《规则》),其中优化了中长期合约结算方式——增加“中长期结算参考点”概念、增加中长期合约中的阻塞费用。此举既是实现结算方式与国家发改委、国家能源局发布的《电力
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5月,山东新型储能新增投运规模居全国首位。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能数据库不完全统计,5月,国内新增投运新型储能项目规模共计137.58万千瓦/296.84万千瓦时,新增投运功率规模创2024年以来新高。山东以三个百兆瓦级独立储能项目投运,总规模超40万千瓦,实现新型储能新增规模领跑
随着电力市场的深化改革,山东电力现货市场于2024年6月17日转入正式运行阶段,成为继山西、广东之后,国内第三个进入正式运行阶段的电力现货市场。这一转变不仅标志着中国电力市场改革的又一重要里程碑,也为市场参与者带来了前所未有的机遇与挑战。在电力市场放开和新能源快速发展的背景下,山东电力
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