“隨著新能源發(fā)電布局越來越廣，占比越來越高，負電價將成為常態(tài)。。這在國外早就有先例了，很正常。“五一期間，山東電力市場現(xiàn)貨交易數(shù)據(jù)負電價持續(xù)時間創(chuàng)歷史新高。多位業(yè)內(nèi)專業(yè)人士和分析師向證券時報記者表達了這樣的觀點。。

(資料圖片僅供參考)

負電價并不意味著用戶可以免費用電，也不意味著國內(nèi)風電和光伏裝機容量已經(jīng)過剩。如何解決新能源發(fā)電出力不穩(wěn)的問題。市場仍以儲能布局為主。業(yè)內(nèi)人士認為，隨著當前市場負電價的出現(xiàn)和原材料價格的下跌，盤活發(fā)電側(cè)儲能資產(chǎn)的意愿不斷增強。

負電價影響不大

5月1日至2日，實時負電價數(shù)據(jù)連續(xù)21小時出現(xiàn)在山東電力市場現(xiàn)貨交易中心，創(chuàng)下了國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場負電價持續(xù)時間的新紀錄，也引起了業(yè)界的關(guān)注。

“負電價與用戶方無關(guān)，而只是發(fā)電方的定價策略問題。發(fā)電側(cè)報負電價意味著，該計劃將首先被清除，但從用戶端，不會出現(xiàn)負電價。“一位發(fā)電側(cè)央企人士表示，雖然交易規(guī)則允許負電價報價，但這種情況在踐中并不多見，也很難搞清楚到底有多少負電量被交易了。。

在政策方面，山東省發(fā)展和改革委員會近日印發(fā)了《關(guān)于“關(guān)于山東省電力現(xiàn)貨市場電價上下限調(diào)控有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》的通知”，規(guī)定了電能在市場上出清的價格上下限，上限為每千瓦時1.5元，下限為0.1元。

據(jù)山東電力交易中心數(shù)據(jù)顯示，早在2022年底，地方發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價格就曾出現(xiàn)過每千瓦時0.08元的出清價。

為什么會出現(xiàn)負電價。

信達證券首席能源分析師左前明在接受證券時報記者采訪時表示，負電價的本質(zhì)是電力供應階段性過剩，而市場報價機制卻報負電價，這與近年來新能源的快速發(fā)展沒有任何關(guān)系。

“過去沒有新能源發(fā)電的時候，傳統(tǒng)發(fā)電機組的出力曲線和電力負荷是相對匹配的，不會出現(xiàn)不一致的情況。。然而，過去幾年，由于風電、光伏發(fā)電的快速發(fā)展，基于其不穩(wěn)定特性的發(fā)電同質(zhì)性，以及時間反向負載的特點越來越明顯。典型代表是10年前美國加州的“鴨子曲線”，現(xiàn)在明顯加深，成了“深淵曲線”。左干明舉例說，中午光伏發(fā)電機組開足馬力的時候，對電力的凈負荷需求并不多。。在消費能力有限的情況下，隨著市場上安裝的光伏、風電裝機容量越來越多，無法消化的時間和范圍會越來越廣，負電價的時間和程度也會越來越深，呈現(xiàn)螺旋式增長。

左前明認為，電力市場化交易有利于電力工業(yè)的發(fā)展，能夠更好地體現(xiàn)電力的商品屬性，反映電力的實時區(qū)域性、分時性、分區(qū)性的供需特征，有利于引導市場資源配置。

他指出，如果沒有負電價機制和電價波動，市場參與者將無法掌握區(qū)域發(fā)電能力過剩或不足的消息苗頭，如果繼續(xù)投資，則容易導致投入資源浪費或有效供給不足。。目前，在一些地區(qū)和時間段的電力價格已經(jīng)看到了新能源投資過快的跡象。。如果所有相關(guān)產(chǎn)能建設(shè)都按照之前對風光增長的線性預期投入市場，無疑會帶來一些階段性的產(chǎn)業(yè)鏈過剩問題。。從長遠來看，電力市場化仍需回歸電力商品交易的本質(zhì)。下一步是在沒有過多人為干預的情況下，讓市場價格信號更加清晰。

“理論上，市場需要增強儲能能力來調(diào)節(jié)電力供需，但實際上，如果儲能有效，就不會出現(xiàn)負電價，也不會出現(xiàn)風能和太陽能發(fā)電的用電困難。。不僅有技術(shù)問題，還有體制和機制問題。

上述發(fā)電側(cè)央企人士也表示，現(xiàn)貨交易市場按照全電供需關(guān)系報價，但出清時，是以報價的先后順序為準。。當市場供大于求，企業(yè)報價電價過高時，排名就會落后，就會面臨無法清倉關(guān)停的局面。如果發(fā)電公司為了繼續(xù)發(fā)電，考慮到停機成本高，就會故意報低電價，造成負電價。

電價負價值的規(guī)范化

雖然“負電價”的概念在我國還很新，但在新能源投資相對密集的歐洲市場，負電價已經(jīng)非常普遍。。

“在新能源市場上，如果沒有儲能手段，出現(xiàn)負電價是很正常的。。“廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，電力平衡是一個瞬間的概念，有需求才有供給，所以需要負電價來吸引消費者。。

他認為，雖然出現(xiàn)了負電價，但并不意味著國內(nèi)新能源發(fā)電是過剩的。目前，風電和光伏發(fā)電在我國的貢獻還比較小。隨著可再生能源的逐步普及和電力市場的發(fā)展，負電價將越來越普遍。。

“電本身的現(xiàn)貨交易量所占比例很低，而且大部分被鎖定在中長期協(xié)議中，因此現(xiàn)貨報價具有負值，影響極其有限。“上述發(fā)計量央企人士也表示，負電價主要與電力現(xiàn)貨交易有關(guān)，但現(xiàn)貨電力占比很低。。電力市場的交易機制仍以中長期合約交易為主，其所屬公司中長期合約占比超過95%。。國家現(xiàn)貨交易規(guī)則中，只允許通過現(xiàn)貨交易實現(xiàn)年電量的10%，在實際操作過程中也只允許5%—6%。

負電價的出現(xiàn)，基于國內(nèi)新能源發(fā)電布局的不斷加快，也是我國推進電力市場化交易的必然過程。左前明認為，電力市場化交易有利于電力工業(yè)的發(fā)展，更好地體現(xiàn)電力的商品屬性，反映電力實時區(qū)域的供需特點，有利于引導市場資源配置。

他指出，如果沒有負電價機制，市場將無法掌握該地區(qū)發(fā)電能力過剩的消息，如果仍然進行投資，將造成資源浪費。目前，一些地區(qū)和時間段出現(xiàn)了投資過剩的跡象。如果把前期線性預期的風力和光增長的產(chǎn)能全部投放市場，無疑會帶來一些階段性的問題。從長遠來看，電力市場仍需回歸商品交易的本質(zhì)。下一步是在沒有過多人為干預的情況下，讓市場價格信號更加清晰。

儲能配置仍然缺乏

雖然負電價目前對市場影響不大，但從發(fā)電的角度來看，如何降低成本仍是發(fā)展的關(guān)鍵點。

采訪中，一位光伏制造企業(yè)人士認為，無論是出現(xiàn)深谷電價還是負電價，對光伏整體投資收益還是會有影響。。既然電價政策無法改變，企業(yè)就需要通過其他方式降低光伏發(fā)電的投資成本，在有限的空間內(nèi)提高光伏的投資收益。

他提到，光伏組件是光伏系統(tǒng)中最重要的部件之一，其選型非常重要，將直接影響光伏電站的系統(tǒng)成本、發(fā)電量和投資收益。近年來，隨著行業(yè)的發(fā)展，光伏組件技術(shù)不斷迭代，組件產(chǎn)品功率快速提升。大尺寸、大功率模塊產(chǎn)品已成為降低電力成本的關(guān)鍵因素。

上述發(fā)電側(cè)央企人士認為，負電價的出現(xiàn)也與儲能配置不足有關(guān)。風電和光伏發(fā)電的天然隨機性、間歇性和波動性特點，必然帶來新能源消納問題。因此，近年來，“新儲能”模式在全球推廣，我國已有近30個省份出臺了“十四五”新儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件。

然而，在政策扶持的背后，儲能在新能源發(fā)電側(cè)的實際應用效果并不理想。據(jù)行業(yè)數(shù)據(jù)顯示，目前電化學儲能項目的平均當量利用系數(shù)為12.2%，而新能源配儲的當量利用系數(shù)僅為6.1%。。這意味著，新能源側(cè)的儲能并沒有像預期的那樣輔助風、光的消納，反而因投資成本過高而成為新能源發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟負擔。

“理論上，市場需要提高儲能能力來調(diào)節(jié)電力供需，但在現(xiàn)實中，如果儲能有效，就不會出現(xiàn)負電價，也不會出現(xiàn)風電和太陽能發(fā)電難的情況。。既有技術(shù)問題，也有體制問題。“左干明指出，目前新建的集中式光伏發(fā)電項目，要求調(diào)峰容量占裝機容量10%及以上的比例，相當于2—4小時的儲能。-4小時，配套儲能容量低，時間短，不能從根本上解決消耗問題。

林伯強還提到，風景消費的問題是可以緩解的，但這取決于市場成本的選擇。目前，儲能的投資成本非常高。未來，隨著風電和光伏發(fā)電占比的提高，對儲能的需求會更高，投資成本會不斷上升。如果儲能成本大于發(fā)電成本，企業(yè)就不會選擇部署儲能。強制匹配只能緩解部分消費問題，但不能從根本上解決。

儲能布局有望放量

負電價折射出新能源電力并網(wǎng)的消納難題，越發(fā)凸顯儲能系統(tǒng)的重要性。

“山東是風光發(fā)電大省，也是強制配儲的大省。在這一情況下，仍出現(xiàn)儲能配套不足的情況，意味著儲能行業(yè)依然有著較大上升空間。”國軒高科相關(guān)負責人表示。

今年以來，碳酸鋰價格持續(xù)下跌，逐步傳導至電芯層面，讓長期困擾儲能的投入成本較高問題得到一定緩解，裝機積極性正在加速恢復。

高工產(chǎn)業(yè)研究院項目庫顯示，2023年一季度公開的儲能中標項目達46個，超過去年上半年總量。

近期，多家頭部電池及儲能上市公司表示碳酸鋰跌價對行業(yè)構(gòu)成利好，并透露儲能市場的強勁增勢。

陽光電源認為，碳酸鋰價格下降有利于拉動下游需求，利好光伏逆變器、電站投資開發(fā)、儲能和新能源汽車驅(qū)動系統(tǒng)等多項業(yè)務，目前儲能訂單良好；寧德時代及國軒高科均預計，今年儲能行業(yè)增速會比動力電池更高。

“最近明顯感覺用戶自投的儲能項目越來越多。”華東地區(qū)一位儲能從業(yè)人士告訴證券時報記者，上游的材料下降對電芯價格的影響是有一定滯后性的，碳酸鋰的價格下跌還沒有完全傳導到儲能電芯，目前碳酸鋰已下跌超60%，而儲能電芯的價格降幅約30%。隨著傳導機制的釋放，后續(xù)儲能有望進一步放量。

高工產(chǎn)業(yè)研究院預計，2023年6月儲能電芯價格將跌破0.7元/Wh，2023年下半年將下滑至0.6元/Wh；在儲能系統(tǒng)端，由于PCS以及PACK等成本及價格的下降，預計2023年下半年儲能系統(tǒng)價格將下降至0.9元/Wh，2025年下半年有望下滑至0.7元/Wh。

“近期碳酸鋰處于急跌行情，業(yè)內(nèi)還存在一定觀望情緒。”華南地區(qū)一位鋰電投資人士告訴證券時報記者，待上游材料價格趨于穩(wěn)定，預計下半年儲能會迎來集中爆發(fā)期。

一般來說，儲能根據(jù)應用場景分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)及用戶側(cè)三類，三者對于電價及原材料成本的敏感程度又各不相同。

“發(fā)電側(cè)儲能多為政策引導，主要目的是為了實現(xiàn)并網(wǎng)，整體利用率不高，且目前還沒有形成成熟的商業(yè)模式。”前述儲能從業(yè)人士表示，相較而言，碳酸鋰價格下跌對電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的裝機積極性影響會更大，尤其是用戶側(cè)，整體裝機容量不大，投資較小，對成本的敏感度更高，在當前價格體系下，處于峰谷價差較大地區(qū)的分布式儲能項目已經(jīng)具有較好的投資回報率。

“當然，負電價疊加原材料價格下跌，發(fā)電側(cè)盤活儲能資產(chǎn)的意愿也在增強。”伊維經(jīng)濟研究院研究部總經(jīng)理、中國電池產(chǎn)業(yè)研究院院長吳輝表示，目前發(fā)電側(cè)配儲在積極探索全新的商業(yè)模式，比如租賃儲能、參與獨立儲能站等。

在多數(shù)業(yè)內(nèi)人士看來，儲能成本的攤薄不僅僅有賴于電芯成本的下行，還取決于電池的使用壽命及使用效率等因素。“儲能電站的運營周期比新能源汽車更長，對電池循環(huán)次數(shù)的要求會更高，目前對于儲能度電成本的測算大多是理論層面的，并不嚴謹。畢竟電化學儲能尚處于發(fā)展初期，其完整生命周期還沒有得到驗證。”吳輝表示。

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