山东拟下调负电价下限，国内电力现货市场建设提速
现货价格下限调整对普通用户用电成本的实际影响较为有限。
电力现货市场建设正进入加速落地、成熟的关键阶段。一方面，省级市场扩围提速，安徽电力现货市场9月初转入正式运行，成为全国第九个电力现货市场正式运行地区；8月，河北南部电网电力现货市场转入正式运行。
另一方面，已运行的省份深化机制改革，山东拟进一步下探现货市场价格下限，强化市场价格信号指引。在行业看来，我国电力现货市场正向着市场信号有效、资源配置高效的方向纵深推进。
强化价格信号指引 山东省发改委日前发布征求意见公告，拟将现货市场电能量申报、出清价格下限，由每千瓦时-0.08元（含税，下同）、-0.1元，分别下调至-0.12元、-0.14元；上限价格不做调整，继续按照1.3元、1.5元标准执行。
负电价出现在电力现货市场，是发电企业、售电公司、大用户间的批发交易价格，反映系统供大于求的市场状态，区别于零售交易环节，负电价影响不会直接传导至居民用户侧。
广东一家光伏电站负责人李云（化名）告诉第一财经，电力需要实时平衡运行，在新能源大发但电力需求不足的情况下，为避免高昂启停、运维等处置成本，部分发电商会采取“价格战”方式，例如以低价甚至负电价的申报策略争夺系统发电权，由此形成负电价。行业认为，此次调整的背景源于省内新能源消纳需求持续攀升｡
山东是国内光伏装机第二大省，截至今年6月底，风光装机量占全省总装机50.2%，历史性过半。随着新能源装机规模继续增长，省内午间光伏、夜间风电集中出力时段的供大于求压力持续增加，亟待通过市场出清缓解消纳压力。理论上讲，风电、光伏发电边际成本接近于零，在电力现货市场由低到高排序竞价出清的过程中，理应占据优势。
但从实际运行数据看，山东电力现货市场价格下限设置偏高，导致新能源本身的低成本优势被制约，无法通过市场价格完整表达，大量新能源电量与火电被锁定在同一价格水平参与调度排队，甚至被迫让渡给边际成本更高的火电。山东的现货运行数据一定程度上反映出这一价格信号失效问题。
2025年，山东省电力现货市场负电价时长超过1500小时，其中触及地板价的时长占全年总运行时长的13%；截至今年8月底，省内负电价时长累计接近1200小时，触及价格下限的运行市场占比约14%，频繁触及下限。业内认为，山东拓宽负电价区间，正是践行136号文以市场化价格信号促进消纳的政策思路。
国家能源局、国家发改委发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（简称“136号文”）提出，适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。
南德智慧能源科技有限公司相关负责人认为，本次调整的核心目的，是借助价格信号将消纳责任分配给各市场主体。让市场自行辨别，哪类主体更具备发电经济性，哪类应主动降低出力，哪类来消纳富余电量。市场格局重塑 价格边界调整，将直接改变煤电、风电与光伏、储能三类主体的收益模式。
“这虽是电力市场现状所迫，但也有利于高质量发展，推动山东电力市场从‘谁发电谁赚钱’转向‘谁在对的时间调节谁赚钱’的逻辑。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉第一财经，这个过程中，储能将迎来大发展，煤电、光伏则将受到较大冲击。结合煤电市场看，此次征求意见稿发布的时间节点值得关注。
当前，煤价上涨，正带动煤电边际成本上升。今年9月初，秦皇岛5500大卡动力煤市场报价约947元/吨，远超8月初832-949元/吨水平。煤电成本曲线正整体上移，而其市场报价边界下限却持续下探，直面140元/兆瓦时（即0.14元/千瓦时）的价格下限。
若负电价区间加宽、持续更久，叠加脱硫、耗材等综合成本，煤电机组停机重启的综合损失超过负电价持续亏损，则煤电机组将主动选择停机，腾挪的出力空间转交给新能源。新能源企业则可能面临行业分化、商业模式升级的现实。李云分析称，负电价下调的影响程度，取决于各新能源场站的收益结构。
例如，已通过中长期合同锁定价格、配套储能、有成熟绿证交易的场站抗风险能力更强；而补贴到期、保障性收购结束、未配储且被动参与纯现货交易的存量场站，则将直面较大压力。“特别是午间负电价可能下探更深，”林伯强认为，这将倒逼光伏电站主动配储，或积极签订中长期售电合约。
行业预计，负电价区间拓宽将推动行业投资逻辑变化，即新能源场站选址不仅要看光照、风速，还要评估当地负荷情况与电网消纳承载力，同时场站也将不再简单追求最大发电量，而是努力强化出力预测与交易策略能力。相比之下，储能将迎来确定性利好。
独立储能的套利逻辑是“低谷充电、高峰放电”，林伯强称，峰谷价差拉大将为储能套利提供更清晰逻辑，刺激储能投资增长，但其最终受益取决于深度负电价时段的持续时长。对于普通用户而言，此次现货价格下限调整对其用电成本的实际影响较为有限。
国家能源局综合司副司长张星在7月末的新闻发布会上就曾表示，国内居民、农业用电执行政府定价，不受现货价格波动影响；工商业用户大部分电量由于通过中长期合同提前锁定，现货占比有限，不会出现电费系统性大幅上涨的情况。随着更多省份电力现货市场由试运行转入正式运行，全国统一电力市场建设的重点，正进一步转向省间衔接与跨区域资源配置。
不同省份电力现货市场对价格机制的设计，在行业看来，未来将形成价差信号指引，引导电力从低价区域流向高价区域，实现跨区域资源优化配置，强化更大范围的新能源消纳能力。