每日快看：负电价或成常态

“随着新能源发电布局越来越广，占比越来越高，负电价将成为常态。。这在国外早就有先例了，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历史新高。多位业内专业人士和分析师向证券时报记者表达了这样的观点。。

(资料图片仅供参考)

负电价并不意味着用户可以免费用电，也不意味着国内风电和光伏装机容量已经过剩。如何解决新能源发电出力不稳的问题。市场仍以储能布局为主。业内人士认为，随着当前市场负电价的出现和原材料价格的下跌，盘活发电侧储能资产的意愿不断增强。

负电价影响不大

5月1日至2日，实时负电价数据连续21小时出现在山东电力市场现货交易中心，创下了国内电力现货市场负电价持续时间的新纪录，也引起了业界的关注。

“负电价与用户方无关，而只是发电方的定价策略问题。发电侧报负电价意味着，该计划将首先被清除，但从用户端，不会出现负电价。“一位发电侧央企人士表示，虽然交易规则允许负电价报价，但这种情况在践中并不多见，也很难搞清楚到底有多少负电量被交易了。。

在政策方面，山东省发展和改革委员会近日印发了《关于“关于山东省电力现货市场电价上下限调控有关事项的通知（征求意见稿）》的通知”，规定了电能在市场上出清的价格上下限，上限为每千瓦时1.5元，下限为0.1元。

据山东电力交易中心数据显示，早在2022年底，地方发电侧现货价格就曾出现过每千瓦时0.08元的出清价。

为什么会出现负电价。

信达证券首席能源分析师左前明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阶段性过剩，而市场报价机制却报负电价，这与近年来新能源的快速发展没有任何关系。

“过去没有新能源发电的时候，传统发电机组的出力曲线和电力负荷是相对匹配的，不会出现不一致的情况。。然而，过去几年，由于风电、光伏发电的快速发展，基于其不稳定特性的发电同质性，以及时间反向负载的特点越来越明显。典型代表是10年前美国加州的“鸭子曲线”，现在明显加深，成了“深渊曲线”。左干明举例说，中午光伏发电机组开足马力的时候，对电力的净负荷需求并不多。。在消费能力有限的情况下，随着市场上安装的光伏、风电装机容量越来越多，无法消化的时间和范围会越来越广，负电价的时间和程度也会越来越深，呈现螺旋式增长。

左前明认为，电力市场化交易有利于电力工业的发展，能够更好地体现电力的商品属性，反映电力的实时区域性、分时性、分区性的供需特征，有利于引导市场资源配置。

他指出，如果没有负电价机制和电价波动，市场参与者将无法掌握区域发电能力过剩或不足的消息苗头，如果继续投资，则容易导致投入资源浪费或有效供给不足。。目前，在一些地区和时间段的电力价格已经看到了新能源投资过快的迹象。。如果所有相关产能建设都按照之前对风光增长的线性预期投入市场，无疑会带来一些阶段性的产业链过剩问题。。从长远来看，电力市场化仍需回归电力商品交易的本质。下一步是在没有过多人为干预的情况下，让市场价格信号更加清晰。

“理论上，市场需要增强储能能力来调节电力供需，但实际上，如果储能有效，就不会出现负电价，也不会出现风能和太阳能发电的用电困难。。不仅有技术问题，还有体制和机制问题。

上述发电侧央企人士也表示，现货交易市场按照全电供需关系报价，但出清时，是以报价的先后顺序为准。。当市场供大于求，企业报价电价过高时，排名就会落后，就会面临无法清仓关停的局面。如果发电公司为了继续发电，考虑到停机成本高，就会故意报低电价，造成负电价。

电价负价值的规范化

虽然“负电价”的概念在我国还很新，但在新能源投资相对密集的欧洲市场，负电价已经非常普遍。。

“在新能源市场上，如果没有储能手段，出现负电价是很正常的。。“厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，电力平衡是一个瞬间的概念，有需求才有供给，所以需要负电价来吸引消费者。。

他认为，虽然出现了负电价，但并不意味着国内新能源发电是过剩的。目前，风电和光伏发电在我国的贡献还比较小。随着可再生能源的逐步普及和电力市场的发展，负电价将越来越普遍。。

“电本身的现货交易量所占比例很低，而且大部分被锁定在中长期协议中，因此现货报价具有负值，影响极其有限。“上述发计量央企人士也表示，负电价主要与电力现货交易有关，但现货电力占比很低。。电力市场的交易机制仍以中长期合约交易为主，其所属公司中长期合约占比超过95%。。国家现货交易规则中，只允许通过现货交易实现年电量的10%，在实际操作过程中也只允许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工业的发展，更好地体现电力的商品属性，反映电力实时区域的供需特点，有利于引导市场资源配置。

他指出，如果没有负电价机制，市场将无法掌握该地区发电能力过剩的消息，如果仍然进行投资，将造成资源浪费。目前，一些地区和时间段出现了投资过剩的迹象。如果把前期线性预期的风力和光增长的产能全部投放市场，无疑会带来一些阶段性的问题。从长远来看，电力市场仍需回归商品交易的本质。下一步是在没有过多人为干预的情况下，让市场价格信号更加清晰。

储能配置仍然缺乏

虽然负电价目前对市场影响不大，但从发电的角度来看，如何降低成本仍是发展的关键点。

采访中，一位光伏制造企业人士认为，无论是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。。既然电价政策无法改变，企业就需要通过其他方式降低光伏发电的投资成本，在有限的空间内提高光伏的投资收益。

他提到，光伏组件是光伏系统中最重要的部件之一，其选型非常重要，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，组件产品功率快速提升。大尺寸、大功率模块产品已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足有关。风电和光伏发电的天然随机性、间歇性和波动性特点，必然带来新能源消纳问题。因此，近年来，“新储能”模式在全球推广，我国已有近30个省份出台了“十四五”新储能规划或新能源配置储能文件。

然而，在政策扶持的背后，储能在新能源发电侧的实际应用效果并不理想。据行业数据显示，目前电化学储能项目的平均当量利用系数为12.2%，而新能源配储的当量利用系数仅为6.1%。。这意味着，新能源侧的储能并没有像预期的那样辅助风、光的消纳，反而因投资成本过高而成为新能源发电企业的经济负担。

“理论上，市场需要提高储能能力来调节电力供需，但在现实中，如果储能有效，就不会出现负电价，也不会出现风电和太阳能发电难的情况。。既有技术问题，也有体制问题。“左干明指出，目前新建的集中式光伏发电项目，要求调峰容量占装机容量10%及以上的比例，相当于2—4小时的储能。-4小时，配套储能容量低，时间短，不能从根本上解决消耗问题。

林伯强还提到，风景消费的问题是可以缓解的，但这取决于市场成本的选择。目前，储能的投资成本非常高。未来，随着风电和光伏发电占比的提高，对储能的需求会更高，投资成本会不断上升。如果储能成本大于发电成本，企业就不会选择部署储能。强制匹配只能缓解部分消费问题，但不能从根本上解决。

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。

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