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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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今年是山东实施“外电入鲁”战略20周年。记者日前从国网山东省电力公司获悉,20年间山东已累计接纳省外来电1.22万亿千瓦时,为全省经济社会发展提供了有力支撑。山东是经济大省,也是能源生产与消费大省。“2005年以前,山东电网一直未与外省互联,是全国少数独立省网之一。”国网山东省电力公司调控中
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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
【2021年12月1日至今,山东电力现货市场已连续运行超过千日。】#x2014;#x2014;AI图小记根据山东电力现货日报数据,运行超千日的山东电力现货市场,到了2025年又有哪些看点?(来源:微信公众号“享能汇”作者:AI图小记)1.用户侧变化显著#x2014;#x2014;售电公司和零售用户数量猛增根据公开信息显示,
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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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