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5月1日至2日間，山東電力市場現(xiàn)貨交易中心連續(xù)21小時的實時負(fù)電價數(shù)據(jù)，刷新了國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場負(fù)電價持續(xù)時間段紀(jì)錄，也引發(fā)業(yè)內(nèi)關(guān)注。

“負(fù)電價和用戶端并沒有關(guān)系，只發(fā)電側(cè)的報價策略問題。發(fā)電測報出負(fù)電價代表計劃優(yōu)先出清，但從用戶側(cè)看是不會出現(xiàn)負(fù)價情況的。”一家發(fā)電側(cè)央企人士表示，雖然交易規(guī)則上允許報負(fù)電價，但實務(wù)中這種情況很少見，也很難明確具體成交了多少負(fù)電。

山東電力交易中心內(nèi)景
負(fù)電價出現(xiàn)的兩點原因

首先是政策的調(diào)整，最初電力現(xiàn)貨市場不能漲只能降，然后對漲跌幅做了規(guī)定。

山東省發(fā)改委最近發(fā)布《關(guān)于山東電力現(xiàn)貨市場價格上下限規(guī)制有關(guān)事項的通知(征求意見稿)》，對市場電能量出清設(shè)置價格上限和下限，上限為每千瓦時1.5元，下限為每千瓦時-0.1元。（相關(guān)鏈接：山東實施負(fù)電價！一文讀懂商品負(fù)價格的經(jīng)濟意義）

而在此之前，根據(jù)山東省電力交易中心數(shù)據(jù)，早在2022末當(dāng)?shù)匕l(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價格就一度出現(xiàn)每千瓦時-0.08元的出清電價。

在政策調(diào)整后，負(fù)電價允許出現(xiàn)。

其次，電價代表著現(xiàn)貨市場的供需關(guān)系。

最近我國大力發(fā)展新能源發(fā)電，比例逐漸提高。但風(fēng)電、光伏等出力不穩(wěn)定，收到季節(jié)、天氣的影響大，難以在不同時間、空間儲存、調(diào)節(jié)達(dá)到平衡。這樣容易出現(xiàn)即時電量多，跟負(fù)荷不匹配，電量過剩的情況。

為了盡量多售電，發(fā)電商爭相報出低價，直至最后的出清價變成負(fù)的。而現(xiàn)貨市場的成交可以保證不停機，停機要付出成本，還要承擔(dān)合同履行的責(zé)任。發(fā)電商為了維持持續(xù)發(fā)電，在部分時段內(nèi)寧愿負(fù)電價售電。

但是，交易市場的負(fù)電價并不是用戶側(cè)的真實電價。用戶并不是收錢用電。

現(xiàn)貨電量只占用戶電量的很低比例，超過90%的電量都是長協(xié)電量。長協(xié)就是約定較長時間內(nèi)的固定價格電量，現(xiàn)貨市場電量的比例低。

國家現(xiàn)貨交易規(guī)則允許全年電量10%的量通過現(xiàn)貨交易實現(xiàn)，實際操作過程也只有5%-6%。

負(fù)電價出現(xiàn)的隱患與意義

負(fù)電價，是階段性電力過剩的表現(xiàn)。對發(fā)電商來說，是以某個時間段的低價甚至負(fù)價，確保持續(xù)發(fā)電，抵消停發(fā)的損失。對于用戶而言，用電負(fù)荷不能隨時調(diào)節(jié)，即使負(fù)電價也不能多用電。

負(fù)電價，是發(fā)電商在階段內(nèi)互相踩踏報低價，反映了即時電力過剩的情況。價格信號將引導(dǎo)市場各方采取措施，調(diào)整市場策略和生產(chǎn)活動，這是價格發(fā)現(xiàn)最大的作用。

但是，如果沒有負(fù)電價機制，市場無法掌握區(qū)域發(fā)電能力過剩的消息，依然進行投資，就會造成資源浪費的問題。目前部分區(qū)域、時段已經(jīng)看到投資過剩的苗頭。如果將前期對于風(fēng)光增長的線性預(yù)期產(chǎn)能全部投放市場，就無疑會帶來一些階段性問題。

而負(fù)電價所折射出的新能源電力并網(wǎng)的消納難題，越發(fā)凸顯儲能系統(tǒng)的重要性！

儲能的機會來了！

“山東是風(fēng)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(fù)責(zé)人表示。

今年以來，碳酸鋰價格持續(xù)下跌，逐步傳導(dǎo)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(fù)。

“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)人士透露，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(dǎo)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(dǎo)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(yù)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(yù)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)一位鋰電投資人士預(yù)測，待上游材料價格趨于穩(wěn)定，預(yù)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(yīng)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(dǎo)，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。”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(dāng)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。

但不得不承認(rèn)的是，儲能的責(zé)任劃分不清，也拖延了儲能的建設(shè)。一定程度上，機制比技術(shù)瓶頸更嚴(yán)重。

以往電力平衡的責(zé)任在電網(wǎng)，抽水蓄能等大型儲能電站電網(wǎng)自己建。電網(wǎng)也希望分散平衡的責(zé)任，以輔助服務(wù)的方式推給發(fā)電企業(yè)。

地方政府在探索新建新能源發(fā)電項目按照比例配套儲能。但是新能源項目，儲能的經(jīng)濟性沒有完全體現(xiàn)出來，配套儲能的進展不一，造成了部分地區(qū)、部分時段的電力供需失衡。

所以在資本蜂擁進入儲能的同時，也需要儲能成本分擔(dān)機制和責(zé)任的明確，進一步完善市場機制。

不過，即便在完善的市場上，負(fù)電價也是正常的報價策略。市場終究是有漲有跌，有正也有負(fù)。

對于現(xiàn)貨市場的負(fù)電價，要習(xí)以為常，平常心對待。而儲能作為市場的增量，無論是技術(shù)、還是商業(yè)模式，把握住就是最大的機遇。

從這個角度說，儲能的機會很大。

原標(biāo)題：山東連續(xù)21小時負(fù)電價！儲能的機會來了！