“随着新能源发电布局越来越多，负电价将成常态。这在国外很早就有先例，也很正常。”对于五一期间，山东电力市场现货交易数据负电价持续时长破纪录的情况，多位行业人士及分析师向证券时报·e公司记者表达了这样的观点。

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负电价并不意味着用户端可以免费用电，更不意味着国内风电、光伏装机已经过剩。如何解决目前新能源发电出力不稳定的问题？市场依然将关注点集中在储能布局。业内人士认为，当前市场负电价的出现，叠加原材料价格下跌，发电侧盘活储能资产的意愿正在增强。

负电价影响并不大

5月1日至2日间，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，刷新了国内电力现货市场负电价持续时间段纪录，也引发业内关注。

“负电价和用户端并没有关系，只发电侧的报价策略问题。发电测报出负电价代表计划优先出清，但从用户侧看是不会出现负价情况的。”一家发电侧央企人士表示，虽然交易规则上允许报负电价，但实务中这种情况很少见，也很难明确具体成交了多少负电。

在政策端，近日山东省发改委发布关于了征求《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告，其中对市场电能量出清设置价格上限和下限，上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。

而在此之前，根据山东省电力交易中心数据，早在2022末当地发电侧现货价格就一度出现每千瓦时-0.08元的出清电价。

为何会出现负电价的情况？

信达证券能源首席分析师左前明接受证券时报记者采访时谈到，负电价产生原因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，这和近几年新能源发展不无关系。

“以前没有新能源发电，传统电力机组的出力曲线和用电负荷是比较匹配的，不会出现不一致的情况。但这几年，由于风电、光伏发展，基于其不稳定特性，以前的鸭子曲线变成了深渊曲线。”左前明举例称，光伏发电机组在中午时段大发的时候，反而没有太多用电需求。随着市场光伏、风电装机越来越多，消纳不了的时间和范围就会越来越广，负电价的时间和程度就会越来越深，呈现螺旋式增长。

上述发电侧央企人士也称，现货交易市场按供需全电量报价，但是出清的时候，是根据报价排出清顺序。当市场供大于求的时候，企业电价报的过高，排位就会靠后，面临出清不了停机的情况。发电企业如果为了持续发电，考虑到停机成本很高，就会有意报低电价，出现负电价。

常态化眼光看待电价负值

虽然在我国“负电价”概念还很新颖，但在新能源投资较为密集的欧洲市场，负电价已很常见。

“在新能源市场下，如果没有储能手段，出现负电价是很正常的情况。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，电力平衡是瞬时概念，有需求才能有供给，所以需要负电价来吸引消费者。

他认为，虽然出现负电价，但并不代表国内新能源发电量是过剩的。目前国内风电、光伏的发电贡献占比依然较小，随着可再生能源的逐渐普及和电力市场发展，负电价情况会越来越普遍。

“电力现货交易量占比本身就很低，中长期协议锁定了大部分，因此现货报价出现负值，影响也极其有限。”上述发电测央企人士也称，负电价主要是涉及电力现货交易部分，但是现货比例很低。电力市场交易机制还是以中长期合同交易为主，其所在企业中长期合约占比就达到95%以上。国家现货交易规则里，只允许全年电量10%的量通过现货交易来实现，实际操作过程中也只有5%-6%。

负电价的出现，基于国内新能源发电布局的不断加快，也是我国推进电力市场化交易的必然过程。左前明认为，电力市场化交易有利于电力产业发展，更能反映出电力的商品属性，体现电力实时区域的供需特征，有利于引导市场资源配置。

他指出，如果没有负电价机制，市场无法掌握区域发电能力过剩的消息，依然进行投资，就会造成资源浪费的问题。目前部分区域、时段已经看到投资过剩的苗头。如果将前期对于风光增长的线性预期产能全部投放市场，就无疑会带来一些阶段性问题。长久看，电力市场还是要回归商品交易本质，下一步可以让市场价格信号更明确些，不需要过度人为干预。

储能配置依然欠缺

尽管负电价当前对市场影响较小，但从发电测看，如何缩减成本依然是发展要意。

采访中，一家光伏制造企业人士认为，不管出现深谷电价还是负电价，对光伏整体投资收益还是会有影响。由于电价政策不可改变，企业需要从其他方面去减少光伏发电的投资成本，在有限的空间里去提高光伏投资收益。

他提到，光伏组件作为光伏系统中最重要的组成部分之一，其选型至关重要，将直接关系到光伏电站的系统成本、发电量及投资收益。近年来，随着行业发展，光伏组件技术不断迭代，组件产品功率迅速增加，大尺寸、高功率的组件产品已成为降低度电成本的关键因素。

上述发电侧央企人士则认为，负电价出现也和储能配置不到位有关。风电、光伏天然的随机性、间歇性和波动性特征，不可避免带来新能源消纳问题。也因此，近年来“新能源+储能”模式在全球范围获得推广，我国也已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件。

然而政策配套的背后，在新能源发电侧，储能的实际应用效果并不理想。有行业数据显示，目前电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源配储的等效利用系数仅为6.1%。这意味着，新能源侧储能并未如预期协助风、光消纳，反而因高昂投资成本，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，如果储能管用，就不至于出现负电价，也不会出现风光发电消纳难点。这里面有技术上的问题，也有体制机制问题。”左前明提出，目前新建集中式光伏发电项目要求按照装机容量10%及以上比例配建调峰能力，相当于2-4小时的储能水平，但实际上没光没风的情况往往不仅2-4小时，配套储能容量低、时间短，并无法根本解决消纳问题。

林伯强也谈到，风光消纳问题可以缓解，但需要看市场成本的选择。目前储能投资成本非常高，未来随着风电、光伏发电占比增高，储能需求会更高，投资成本还会继续上升。如果储能成本大于发电成本，企业是不会选择布局储能的。强制配套只能缓解部分消纳问题，无法从根本解决。

成本下降储能布局有望放量

负电价折射出新能源电力并网的消纳难题，越发凸显储能系统的重要性。

“山东是风光发电大省，也是强制配储的大省。在这一情况下，仍出现储能配套不足的情况，意味着储能行业依然有着较大上升空间。”国轩高科相关负责人表示。

今年以来，碳酸锂价格持续下跌，逐步传导至电芯层面，让长期困扰储能的投入成本较高问题得到一定缓解，装机积极性正在加速恢复。

高工产业研究院项目库显示，2023年一季度公开的储能中标项目达46个，超过去年上半年总量。

近期，多家头部电池及储能上市公司表示碳酸锂跌价对行业构成利好，并透露储能市场的强劲增势。

阳光电源认为，碳酸锂价格下降有利于拉动下游需求，利好光伏逆变器、电站投资开发、储能和新能源汽车驱动系统等多项业务，目前储能订单良好；宁德时代及国轩高科均预计，今年储能行业增速会比动力电池更高。

“最近明显感觉用户自投的储能项目越来越多。”华东地区一位储能从业人士告诉证券时报记者，上游的材料下降对电芯价格的影响是有一定滞后性的，碳酸锂的价格下跌还没有完全传导到储能电芯，目前碳酸锂已下跌超60%，而储能电芯的价格降幅约30%。随着传导机制的释放，后续储能有望进一步放量。

高工产业研究院预计，2023年6月储能电芯价格将跌破0.7元/Wh，2023年下半年将下滑至0.6元/Wh；在储能系统端，由于PCS以及PACK等成本及价格的下降，预计2023年下半年储能系统价格将下降至0.9元/Wh，2025年下半年有望下滑至0.7元/Wh。

“近期碳酸锂处于急跌行情，业内还存在一定观望情绪。”华南地区一位锂电投资人士告诉证券时报记者，待上游材料价格趋于稳定，预计下半年储能会迎来集中爆发期。

一般来说，储能根据应用场景分为发电侧、电网侧及用户侧三类，三者对于电价及原材料成本的敏感程度又各不相同。

“发电侧储能多为政策引导，主要目的是为了实现并网，整体利用率不高，且目前还没有形成成熟的商业模式。”前述储能从业人士表示，相较而言，碳酸锂价格下跌对电网侧、用户侧的装机积极性影响会更大，尤其是用户侧，整体装机容量不大，投资较小，对成本的敏感度更高，在当前价格体系下，处于峰谷价差较大地区的分布式储能项目已经具有较好的投资回报率。

“当然，负电价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。”伊维经济研究院研究部总经理、中国电池产业研究院院长吴辉表示，目前发电侧配储在积极探索全新的商业模式，比如租赁储能、参与独立储能站等。

在多数业内人士看来，储能成本的摊薄不仅仅有赖于电芯成本的下行，还取决于电池的使用寿命及使用效率等因素。“储能电站的运营周期比新能源汽车更长，对电池循环次数的要求会更高，目前对于储能度电成本的测算大多是理论层面的，并不严谨。毕竟电化学储能尚处于发展初期，其完整生命周期还没有得到验证。”吴辉表示。

（文章来源：证券时报网）