政策解读

2026年8月28日，山东省发改委发布《关于公开征求电力现货市场部分价格参数意见的公告》，拟对山东电力现货市场价格参数进行调整：

现货市场电能量申报、出清价格下限进一步下调：由目前的-0.08元（含税，下同）、-0.1元，分别调整为-0.12元、-0.14元。

申报、出清价格上限不做调整：继续按照1.3元、1.5元标准执行。

值得注意的是，山东是全国最早允许现货市场申报和出清价格下限为负值的省份。本次征求意见拟在现有负电价规则基础上再次下调限价，出清价格下限拟调整至0.14元/千瓦时、申报价格下限拟调整至0.12元/千瓦时，进一步拓宽省内现货市场负电价运行空间。

政策背后有何考量？对发电企业、储能、用户等市场主体将产生哪些影响？

政策逻辑：

放宽负电价区间，强化价格引导作用

公告将政策目标表述为充分发挥价格引导作用，改善电力供需、促进新能源消纳。这一表述背后，是山东电力供需结构的深刻变化。

近年来，山东新能源装机持续快速增长，风电、光伏发电占比不断提高。在午间光伏大发时段和夜间风电大发时段，电力系统经常出现供大于求的局面，负电价已成为现货市场中的常态化现象。在原有价格下限约束下，当系统过剩较为严重时，价格容易触底——即频繁触及-0.08元或-0.10元的下限，价格信号无法进一步反映供需的紧张程度。

将价格下限进一步下移，相当于放大过剩时段的价格信号强度：电力越过剩，电价可以跌得越深，从而更有力地引导三类主体做出调整：

一是引导新能源电站在严重过剩时段主动降低出力，减少无效发电；

二是引导燃煤等常规电源深度调峰，压减低谷出力；

三是引导储能、可调节负荷在低谷低价时段多充电、多用电，提升系统整体消纳能力。

价格上限维持不变，则体现了保供与消纳并重的政策取向：在电力紧缺的高峰时段，高电价激励仍将保留，不削弱对电源侧保供的价格引导。

影响分析：

对各类市场主体的差异化影响

一、新能源发电企业：

收益承压，倒逼经营模式转型

对风电、光伏等新能源企业而言，本次调整总体偏利空。在午间大发等电力过剩时段，出清价格下限由-0.10元降至-0.14元，意味着部分时段电量的结算价格可能更低，项目整体度电收益面临进一步压缩。

在实际运行中，新能源企业为保障发电量和绿证获取，往往选择在低谷时段报出地板价。负电价下限下移后，弃电与负价亏损之间的权衡更加艰难。这将倒逼新能源企业更加重视配套储能、中长期合约对冲以及绿证交易等组合策略，从单纯依赖发电量向发电量+收益管理的综合经营模式转型。

二、燃煤发电企业：

低谷调峰压力加大，高峰收益不受影响

对燃煤发电企业而言，政策调整带来双向影响。

一方面，在电力过剩时段，更低的负电价下限意味着深度调峰的经济压力加大——若机组无法有效压减出力，将承担更高的负价结算成本。

另一方面，价格上限维持不变，用电高峰时段的高电价收益窗口不受影响，峰谷价差的进一步拉大客观上有利于具备灵活调节能力的燃煤机组通过低谷少发、高峰多发获取更高收益。

三、新型储能：

理论套利空间扩大，实际收益取决于负价时长

新型储能是本次政策调整中最为直接的受益方。负电价下限下移后，储能在低谷时段的充电成本理论上进一步降低，而高峰放电价格上限不变，充放电价差空间被放大。但需要理性看待的是，套利空间的扩大并不等同于实际收益的必然增加。

储能项目的实际收益取决于三个关键变量：一是深度负电价时段的出现频率和持续时长；二是充放电循环效率和损耗成本；三是辅助服务市场的收益叠加。只有当-0.12元至-0.14元区间的负电价频繁出现且持续足够时长时，储能的套利收益才能真正兑现。

四、市场化用户与虚拟电厂：

低谷用电成本下降，调节价值提升

对参与现货市场的大工业用户、可调节负荷以及虚拟电厂而言，负电价区间的扩大意味着在电力过剩时段可以更低成本用电甚至获得负价收益，有利于引导高耗能企业错峰生产、可调节负荷灵活响应。

虚拟电厂聚合分布式资源参与现货市场的调节价值也将随之提升。