电价可以更“负”？山东下调现货下限，为新能源消纳打开新解法

文/付宇芊

当前，我国新能源装机容量已超越煤电，成为体量最大的电源类别，但各地“装机规模攀升、利用效率不足”的结构性矛盾依旧突出，在新能源大发的低谷时段，弃风弃光现象频繁出现。

与此同时，为平抑新能源出力高峰时的价格暴跌，多数电力现货市场设置了价格下限，也就是“地板价”。乍看之下，地板价是防范市场恶性低价、规避发电主体过度亏损的“安全垫”。

但若深究电力系统的物理运行规律与电力市场的经济理论逻辑，一个反直觉的结论便会浮现：适度降低现货市场价格下限，并非放任市场低价竞争，反而能够通过价格信号的重塑，在市场出清、负荷响应和物理输送三个环节为新能源腾出消纳空间。

近期，山东电力现货市场将电能量申报价格下限由-0.08元/千瓦时下调至-0.12元/千瓦时、出清价格下限由-0.10元/千瓦时下调至-0.14元/千瓦时。山东的探索为检验降低下限促进新能源消纳的理论机制提供了极佳的现实观察窗口，以下从三个理论维度逐层展开分析。

01

市场出清层面：让新能源“中得了标”

电力现货市场的出清，本质上是一个基于报价由低到高排序的竞争过程，风电、光伏短期发电边际成本趋近于零，理论上应当在出清排序中占据绝对优先位置。但现实中弃电持续出现，说明“低成本优先”的理想竞争逻辑受到制度性扭曲，价格下限设置偏高正是重要的扭曲诱因。

一是高下限形成“价格封底”，削弱新能源天然成本优势。在新能源大发、电力供给远大于用电需求的低谷场景，市场出清价格本应当由边际成本最低的电源决定。当市场价格触及预设价格下限之后，价格便不再继续向下变动。

此时火电机组尽管发电边际成本显著高于新能源，但报价已经触达地板价，无法继续下探，与新能源被锁定在同一价格水平参与调度排队。新能源原本具备的低成本优势被价格制度屏蔽，价格信号失效之后，系统无法依靠竞价实现供需平衡，只能通过弃电削减新能源出力，以此维持电力系统功率平衡。

从山东现货运行数据来看，2025年现货市场负电价时长超过1500小时，其中触及价格地板的时长达到1145小时，占全年运行时长的13%；截至2026年8月底，负电价累计时长接近1200小时，触及地板价时长797小时，占当年运行时长的14%。

价格频繁触及下限本身即说明，在原有价格下限约束下，新能源的成本优势无法通过市场价格完整表达，大量清洁能源电量受“价格封底”制约，被迫让渡给边际成本更高的火电机组。

二是价格下限决定火电止损阈值，驱动火电主动停机让出发电空间。火电机组存在刚性启停成本，因此即便现货电价低于自身变动成本，只要低谷持续发电的总亏损，小于停机重启产生的综合损失，维持开机对于火电企业就是理性经营选择。

价格下限的高低，直接定义了火电低谷亏损的上限，也决定火电选择停机的时间节点。若下限适度下调至负价区间，火电每发出一度电都会产生负收益，低谷持续时间越长，电价负的程度越深，累计亏损就会越快触碰启停成本对应的止损阈值。一旦亏损超过重启代价，出清模型从经济最优角度就会选择安排火电停机，将腾挪出来的出力空间交由新能源使用。

三是释放报价空间，充分发挥新能源场外收益带来的竞争禀赋。对新能源项目来说，电能量市场结算并非其唯一收入来源，绿电的环境价值、可再生能源补贴等场外收益，让其真实可承受报价底线高于自身发电边际成本。

但在较高价格下限约束之下，即便新能源愿意报出负价保障中标，市场也没有对应的报价空间，竞争优势完全无法释放。山东此次将申报下限从-0.08元进一步调低至-0.12元，正是释放了新能源的报价竞争力，让其场外收益能够通过报价传导，转化为实实在在的出清排序优势。

02

负荷响应层面：让增量绿电“有人用得着”

市场出清环节解决新能源“拿到中标电量”的问题，新增的中标绿电如果找不到对应的用电主体，依旧难逃弃电结局。降低价格下限产生的低谷低价、负电价信号，可以同时作用于储能、可调节负荷，并且推动火电完成功能转型，创造新增用电需求，把竞价得到的电量转化为实际消纳成果。

一是储能实现“拿钱充电”，主动承接低谷绿电。储能的商业逻辑是低谷充电、高峰放电，赚取峰谷电价差收益。电价负值程度越深，储能充电的边际收益越高，经济激励越强。在新能源大发时段，储能将具备充足的经济激励吸纳富余的低谷绿电，等到晚间用电高峰再向电网送电。

储能吸纳的充电负荷，把当下无法消纳的过剩风光，转移到电力紧缺时段使用，提升全时间周期内的新能源消纳总规模。山东电力现货市场的长时间负价，点燃了省内独立储能项目的投资热情。截至2025年12月底，山东新型储能装机容量达1005万千瓦，同比增长约40%。本次价格下限进一步下调，将继续拓宽储能充电的套利空间，为新能源消纳提供更多灵活性支撑。

二是可调节负荷“用一度赚一度”，释放用户侧调节能力。电力消费需求并非完全刚性，部分工业用户具备依据电价信号动态调整生产时序的能力。在强价格信号引导下，价格敏感型柔性负荷会主动将高耗能工序转移至新能源大发的低谷区间，盘活闲置产能，形成新增实时用电负荷。

2025年12月，山东电网首次开展现货市场下的全省虚拟电厂集中调用，涵盖全部44家虚拟电厂，总共释放调节能力63.4万千瓦，负电价信号正通过虚拟电厂这一载体，深入渗透用户侧用能终端，充分挖掘电力系统隐藏的调节潜力。

三是火电角色转换，从“必须发”到“备而不用”的调节资源。火电机组低谷停机，并不意味着完全退出电力系统运行，机组依旧保留快速启动与旋转备用能力，可承担调频、备用等辅助服务职能。

价格下限下调带来的持续低谷亏损，会倒逼火电重新权衡市场收益结构：在能量市场持续发电将承受亏损，而主动退出低谷能量市场，依托容量补偿、辅助服务市场能够获取更加稳定的收益。

随着更多火电转变经营逻辑，持续挖掘自身灵活调节潜力，系统整体调节资源规模得到扩充。从长期看，这一市场信号还将推动电源结构迭代优化，更好适配高比例新能源系统的运行要求。

03

物理输送：让中标绿电“送得到位”

经过市场出清拿到电量、负荷侧具备消纳能力之后，还需要跨越电网物理输送约束。即便经济层面已经达成交易，如果输电通道发生阻塞，电量依旧无法送达负荷侧。价格下限调整一方面改变机组运行决策，另一方面生成差异化节点电价信号，既释放断面输电资源，又引导灵活性资源空间布局，打通消纳的最后物理关卡。

一方面，火电经济理性停机，释放阻塞断面有限输电容量。新能源资源富集区域与用电负荷中心普遍存在地理错配，资源集中区域易形成送出受限阻塞断面，断面传输容量成为制约新能源外送的硬性约束。阻塞区域内的火电机组维持开机运行，同样会占用断面可用输电能力，适度下调价格下限后，阻塞断面内火电亏损压力抬升，达到经济止损条件即选择停机，释放被占用的断面输电容量，积压的新能源中标电量得以向外输送。

山东现货市场采用节点电价机制，省内节点电价分化特征显著：海风和核电集中在半岛地区，送出通道受限，导致省内同一时刻最低的节点电价可能为-0.1元/千瓦时，而最高的则能达到0.8元/千瓦时。这种巨大的节点价差本身就反映了输电通道的阻塞程度，在此背景下，下调价格下限使阻塞区内的火电机组更早达到停机条件，其所占用的输电通道随之释放，阻塞区外的新能源电力得以送出。

另一方面，节点电价差异生成空间信号，指引灵活性资源布局与电网规划。节点边际电价天然内嵌电网输电阻塞的空间信息，受输电通道容量限制，电网不同节点的出清电价会形成明显梯度。某一节点电价越低，代表本地电力供给过剩、向外送出受阻，再多接纳一单位新能源，需要付出的物理约束成本就越高。负电价的深浅，就是一套直观、量化的空间警示信号，告诉市场主体该节点电力冗余，需要就地配置消纳资源。

价格信号会引导可调节负荷向这类低价节点落地，就地消化过剩新能源，减轻外送通道压力。与此同时，持续出现深度低价、负电价的节点，也为电网规划部门提供实证依据，识别输电瓶颈，针对性推进网架扩容改造。长期来看，依托节点电价梯度实现灵活性资源最优选址，能够从硬件源头改善新能源消纳的物理基础条件。

综上，适度降低现货市场价格下限，本质是回归现货市场价格发现的核心功能。弃风弃光属于施加于新能源的隐性制度成本，合理放开电价下行空间，就是将隐性的弃电代价转化为可观测的显性市场信号，依托市场出清重构调度排序、需求侧挖掘消纳潜力、输电资源优化配置三重理论路径，实现富余清洁能源与各类消纳主体的高效匹配。山东现货市场下调价格下限的改革实践，正是上述理论逻辑在国内电力市场场景下的具象落地。

同时理论层面也应当认清边界，降低下限不等于完全取消价格下限。短时、阶段性负电价，是高比例新能源电力系统运行的正常现象；但如果局部区域长期维持深度负电价，则反映电源、网架规划存在结构性矛盾，需要规划层面协同配套施策。面向新型电力系统建设，充分尊重电力经济与物理客观规律，用好价格信号工具，才能真正推动新能源实现从大规模装机到高效率利用的跨越。