山东电力市场现货交易中心连续21小时负电价刷新纪录，什么情况？_绿政公署
山东电力交易中心内景。
“随着越来越多的新能源发电布局，负电价将成为常态。这在国外很久就有先例，很正常。”五一期间，山东电力市场现货交易数据负电价持续时间创纪录。多位业内人士和分析师向证券时报·E公司记者表达了这一观点。
电价为负不代表用户可以免费用电，也不代表国内风电、光伏装机过剩。如何解决目前新能源发电出力不稳定的问题？市场还是以储能布局为主。业内人士认为，当前市场出现负电价，叠加原材料价格下跌，发电侧盘活储能资产的意愿在增强。
负电价影响不大。
5月1日至2日，山东电力市场现货交易中心连续21小时的实时负电价数据，创下了国内现货市场负电价持续时间的新纪录，也引起了业界的关注。
“负电价与用户侧无关，只与发电侧的竞价策略有关。发电报负电价是指先清零计划，但从用户方面来说，不会出现负电价。”一位发电侧央企人士表示，虽然交易规则允许报负电价，但这种情况在实践中并不多见，具体交易了多少负电也很难明确。
政策面上，山东省发改委近日发布公告，就《关于山东电力现货市场电价上下限规定有关事项的通知(征求意见稿)》征求意见，其中设定了市场出清电价的上下限，上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。
在此之前，据山东电力交易中心数据显示，早在2022年底，当地发电侧现货价格曾一度出现每千瓦时-0.08元的出清价格。
为什么会出现负电价？
信达证券首席能源分析师左在接受证券时报记者采访时表示，负电价的本质是电力供应的阶段性过剩，市场报价机制报出了负电价，这与近年来新能源的发展不无关系。
“以前没有新能源发电。传统发电机组的输出曲线与电力负荷相对匹配，不会出现不一致的情况。但近年来由于风电和光伏的发展，基于其不稳定的特性，之前的鸭子曲线变成了深渊曲线。”左举例说，中午光伏发电机组生气的时候，用电需求不多。随着市场上安装的光伏、风电越来越多，无法吸收的时间和范围会越来越广，负电价的时间和程度会越来越深，呈螺旋式增长。
上述发电侧央企人士也表示，现货交易市场按照全电量供需报价，但清算时，清算顺序以报价为准。当市场供大于求时，企业的电价会过高，排名会靠后，不会出现停机。发电企业要想继续发电，考虑到停机成本高，就会故意报低电价，出现负电价。
负电价的规范化观
虽然“负电价”这个概念在中国还很新奇，但在新能源投资密集的欧洲市场却很常见。
“在新能源市场，如果没有储能手段，出现负电价是正常的。”厦大中国能源政策研究院院长林认为，电力平衡是一个瞬时概念，有需求才有供应，所以需要负电价来吸引消费者。
他认为，虽然电价为负，但并不意味着国内新能源发电过剩。目前我国风电和光伏发电的贡献还很小。随着可再生能源的逐步普及和电力市场的发展，负电价将会越来越普遍。
“电力本身现货交易量占比很低，中长期协议已经锁定了大部分，所以现货报价为负，影响极其有限。”上述央企发电计量人士也表示，负电价主要涉及电力现货交易，但现货占比很低。电力市场交易机制仍以中长期合同为主，其企业中长期合同占比超过95%。在国家现货交易规则中，年用电量只有10%允许通过现货交易实现，实际操作中只有5%-6%。
负电价的出现，基于我国新能源发电布局的不断加快，也是我国推进电力市场交易的必然过程。左认为，电力市场交易有利于电力行业的发展，可以更好地体现电力的商品属性，反映实时电力区域的供需特征，有利于引导市场资源的配置。
他指出，如果没有负电价机制，市场无法掌握该地区发电能力过剩的消息，仍然进行投资，就会造成资源浪费的问题。目前，一些地区和时间段出现了投资过度的迹象。如果前期风光增长的线性预期产能全部投放市场，无疑会带来一些阶段性问题。长期来看，电力市场将回归商品交易的本质，下一步可以在没有过多人为干预的情况下，让市场价格信号更加清晰。
储能配置还是欠缺的。
虽然目前负电价对市场影响不大，但从发电计量的角度来看，如何降低成本仍是发展意义。
采访中，一位光伏制造企业人士认为，无论出现深谷电价还是负电价，对光伏整体投资收益仍会有影响。由于电价政策无法改变，企业需要从其他方面降低光伏发电的投资成本，在空的有限期限内提高光伏发电的投资收益。
他提到，作为光伏系统中最重要的组件之一，光伏组件的选择非常重要，将直接影响光伏电站的系统成本、发电量和投资收益。近年来，随着行业的发展，光伏组件技术不断迭代，组件产品的功率迅速增加。大尺寸大功率模块产品成为降低电力成本的关键因素。
上述发电侧央企人士认为，负电价的出现也与储能配置不到位有关。风电和光伏的自然随机性、间歇性和波动性不可避免地带来了新能源消耗问题。因此，近年来“新能源+储能”模式在全球范围内得到普及，国内已有近30个省份发布了“十四五”新能源储能规划或新能源配置储能文件。
然而，在一揽子政策的背后，储能在新能源发电方面的实际应用效果并不理想。行业数据显示，电化学储能项目的平均等效利用系数为12.2%，而新能源储能的等效利用系数仅为6.1%。这意味着新能源侧的储能并没有像预期的那样帮助风光互补吸收，反而因为投资成本高而成为新能源发电企业的经济负担。
“理论上，市场需要增强储能能力进行电力供需调节，但现实中，如果储能起作用，就不会出现负电价，吸收风力发电也不会有困难。有技术问题，也有体制机制问题。”左指出，目前新建的集中式光伏发电项目，需要按照装机容量的10%以上建设调峰能力，相当于2-4小时的储能水平。但实际上，无光无风的情况往往不止2-4小时，配套储能低，时间短，无法从根本上解决消耗问题。
林也表示，风光消费的问题是可以缓解的，但要看市场成本的选择。目前储能的投资成本很高。未来，随着风电和光伏发电比重的增加，储能需求将更高，投资成本将继续上升。如果储能成本大于发电成本，企业不会选择布局储能。强制匹配只能缓解部分消费问题，无法从根本上解决。
成本降低，储能布局有望放量
负电价反映了新能源并网消纳问题，日益凸显储能系统的重要性。
“山东是风光发电大省，也是强制收储大省。在这种情况下，储能设施仍然短缺，这意味着储能行业仍然有较大的增长空。”郭萱高科的相关负责人说。
今年以来，碳酸锂价格持续下跌，并逐步传导到电池层面，缓解了长期困扰储能的投入成本高的问题，装机热情正在加快。
根据高技术产业研究所的项目库，2023年第一季度共有46个开放式储能中标项目，超过了去年上半年的总数。
近期，多家头部电池和储能上市公司表示，碳酸锂价格下跌对行业构成利好，透露出储能市场的强劲增长。
阳光电力认为，碳酸锂价格下降有利于刺激下游需求，利好光伏逆变器、电站投资开发、储能、新能源汽车驱动系统等多项业务。目前储能订单不错；当代安培科技股份有限公司和郭萱高科均预测，今年储能行业增速将高于动力电池。
“最近很明显，用户投资的储能项目越来越多。”华东一位储能从业者对证券时报记者表示，上游材料下降对电池价格的影响是滞后的。碳酸锂的价格下跌并没有完全传导到储能电池上。目前碳酸锂下跌超过60%，储能电池价格下跌30%左右。随着传导机制的释放，后续储能有望进一步增加。
高工产业研究院预测，2023年6月储能电池价格将跌破0.7元/Wh，2023年下半年将跌至0.6元/WH；在储能系统方面，由于PCS和PACK的成本和价格下降，预计2023年下半年储能系统价格将降至0.9元/Wh，2025年下半年降至0.7元/Wh。
“最近碳酸锂在大幅下滑，行业内还有一定的观望情绪。”华南一位锂电池投资人士对证券时报记者表示，在上游材料价格趋于稳定的情况下，预计下半年储能将迎来集中爆发期。
一般来说，储能根据应用场景分为发电侧、电网侧和用户侧三种，它们对电价和原材料成本的敏感度不同。
“发电侧的储能多是政策引导。主要目的是实现并网。整体利用率不高，尚未形成成熟的商业模式。”前述储能从业者表示，相比较而言，碳酸锂价格下跌对电网侧和用户侧的装机积极性影响更大，尤其是用户侧，整体装机容量小，投资少，对成本的敏感度更高。在目前的价格体系下，峰谷差价较大地区的分布式储能项目已经有了不错的投资回报。
“当然，电价为负叠加原材料价格下跌，发电侧盘活储能资产的意愿也在增强。”艾维经济研究所研究部总经理、中国电池工业研究院院长吴辉表示，目前发电侧储能正在积极探索新的商业模式，如租赁储能、参股独立储能站等。
在大多数业内人士看来，储能成本的摊薄不仅取决于电池成本的下降趋势，还取决于电池的使用寿命和效率。“储能电站的运营周期比新能源汽车长，对电池循环的要求也会更高。目前储能成本的计算大多是理论性的，不够严谨。毕竟电化学储能还处于发展初期，其完整的生命周期还没有得到验证。”吴辉说。
(原题为《中国第一次！这个电力大省现在已经连续21个小时出现负电价了！发生了什么事？》)
责任编辑：崔烜图片编辑：张同泽