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摘要

持續(xù)性負電價對儲能影響幾何？儲能作為平衡電網(wǎng)、調(diào)節(jié)電網(wǎng)的重要資源，一定程度下來說，這也意味著儲能的重大需求；但如何實現(xiàn)儲能的高經(jīng)濟性，仍是儲能領域的核心命題。

“五一”黃金假期間，山東電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)“連續(xù)22小時負電價”，引發(fā)行業(yè)關(guān)注。

據(jù)相關(guān)統(tǒng)計，4月29日-5月3日，山東電力現(xiàn)貨實時交易累計出現(xiàn)46次的負電價。其中，從5月1日20時-5月2日17時，連續(xù)現(xiàn)貨交易負電價時段達22個小時。

持續(xù)性負電價對儲能影響幾何？儲能作為平衡電網(wǎng)、調(diào)節(jié)電網(wǎng)的重要資源，一定程度下來說，這也意味著儲能的重大需求；但儲能的“快跑”仍有賴于儲能自身盈利性及自身效率的提高和成本的降低等關(guān)鍵因素。

負電價“前世今生”

要想說清楚負電價與儲能的發(fā)展關(guān)系，不能不提山東負電價的來龍去脈。

山東省是全國第一批八個電力現(xiàn)貨市場建設試點之一。2019年12月11日，山東電力現(xiàn)貨日前市場首次出現(xiàn)負電價。此后，山東省現(xiàn)貨市場負電價頻現(xiàn)，負電價次數(shù)已超百余次。

相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，2022年12個月，共有近170天全天最低電價小于0元/kWh，即出現(xiàn)負電價。以天計算，全年負電價出現(xiàn)概率48%。

今年3月13日，山東發(fā)改委印發(fā)《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置價格上限和下限，上限為1.5元/千瓦時，下限為-0.1元/千瓦時。

三月以來，關(guān)于山東“負電價”討論在行業(yè)慢慢升溫。直至“五一”期間，持續(xù)22小時負電價引發(fā)多方關(guān)注。

負電價的出現(xiàn)意味著市場中供大于求或電網(wǎng)局部存在嚴重阻塞，發(fā)電機組為保持運轉(zhuǎn)不得不向用戶支付費用以鼓勵其用電。

山東省能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2022年上半年，山東省風電、光伏發(fā)電裝機達5691.5萬千瓦，同比增長28.6%，占全省電力總裝機的32%，裝機規(guī)模居全國第二位。同時，山東電力系統(tǒng)缺少常規(guī)水電、燃機等靈活調(diào)節(jié)性電源，調(diào)峰能力不足。

這次長時間負電價的出現(xiàn)，恰逢“五一”假期，生產(chǎn)用電需求下降。據(jù)了解，4月29日至5月3日，山東實際日調(diào)度最高用電負荷平均值下降10％。

而“負電價”時段，山東遇大風天氣，5月1日至2日風力發(fā)電平均出力達到1100萬千瓦，同時，連日的晴天也保證了光伏在午間的發(fā)電量，短時間系統(tǒng)負荷壓力不小。

值得一提的是，“負電價”的概念在我國還很新，但在新能源發(fā)展較為成熟的海外市場，負電價較為普遍。

事實上，早在2007年，德國日內(nèi)市場首次引入負電價;2008年，德國/奧利地日前市場引入負電價；2010年，法國日前和日內(nèi)市場引入負電價；2012年、2013年奧地利和瑞士日內(nèi)市場先后引入負電價。據(jù)統(tǒng)計，2019年，德國有101小時出現(xiàn)過負電價，2020年因為疫情對用電的影響，負電價的時長總計298個小時。

負電價并不意味著新能源發(fā)電已過剩。不過電力市場如果經(jīng)常性出現(xiàn)負電價，意味著電力行業(yè)在能源快速轉(zhuǎn)型期，如何構(gòu)建新型能源體系，已經(jīng)上升為不可回避的新課題。

越來越多的波動性能源涌入電網(wǎng)時，電價波動的幅度也越來越大，在歐洲的電力現(xiàn)貨市場，會出現(xiàn)電價極高或者極低的情況，負電價也成為一種頻繁出現(xiàn)的現(xiàn)象。

德國業(yè)界認為，這是舊能源系統(tǒng)和新的能源系統(tǒng)之間的沖突的表現(xiàn)之一，是舊的、相對不靈活的、以化石燃料為主的系統(tǒng)向的新的、可變的、依賴于天氣的、以可再生能源為主的電力系統(tǒng)過渡中出現(xiàn)的現(xiàn)象，是現(xiàn)有發(fā)電設備的靈活性以及需求側(cè)靈活性不足造成的結(jié)果。

儲能如何助力電力系統(tǒng)“靈活性”

多名業(yè)界人士表示，增加電力系統(tǒng)的“靈活性”是防止未來出現(xiàn)更多負電價的關(guān)鍵。

比如更多的儲能系統(tǒng)、更智能的電網(wǎng)、發(fā)達的虛擬電廠網(wǎng)絡、以及更靈活的傳統(tǒng)生產(chǎn)商，能源系統(tǒng)的靈活性不僅可加快發(fā)揮現(xiàn)貨市場的作用，還可以防止負電價出現(xiàn)。

但值得警惕的是，對于獨立儲能電站來說，負電價的出現(xiàn)并不直接意味著盈利，電價差才是關(guān)鍵。但對于分布式發(fā)電配置儲能來說，全天持續(xù)較長時間的負電價，或可一定程度刺激分布式發(fā)電考慮儲能設備安裝的可能性。

總體看來，負電價持續(xù)且長時間出現(xiàn)，增配儲能顯然是一個可行的解決途徑。但顯然，目前光伏疊加儲能的成本還仍舊較高，儲能成本持續(xù)降低，實現(xiàn)較好盈利，才能有可能迎來更大機遇。

但國內(nèi)采用大電網(wǎng)系統(tǒng)，電力市場化機制尚未形成，峰谷價差套利等海外較為成熟的儲能盈利模式獲利空間較窄，更確定的盈利模式對行業(yè)的持續(xù)發(fā)展至關(guān)重要。

當前，儲能幾乎已經(jīng)成為山東光伏電站的標配，而山東也明確表示將儲能容量配置比例作為風光項目并網(wǎng)的最優(yōu)先條件，按照統(tǒng)一的排序規(guī)則依次保障并網(wǎng)。

然而，儲能盈利能力并不太樂觀。當前儲能收益主要來自峰谷價差的套現(xiàn)，參與調(diào)峰輔助服務市場占比較小。而峰谷價差的盈利能力又取決于峰谷價差空間與充放電次數(shù)。即便峰谷價差空間在一定條件下達到收益標準，但同時也要考慮到儲能在參與電力市場交易中的其他雜項費用，綜合來看，光伏配儲的收益率仍然較低。

山東省電力低價或負價節(jié)點往往在中午，而傍晚18-19點左右為高價點更可能發(fā)生的時間。所以大多數(shù)儲能電站目前普遍采取“中午充電，傍晚放電”的策略。這種方法欠缺精準，因此總體盈利狀況不如想象中樂觀。

如何加強儲能的有效利用率和降低儲能的成本成為發(fā)展的關(guān)鍵。

在政策層面，新型儲能正占據(jù)眾多紅利。4月以來，各省份陸續(xù)出臺重磅政策，刺激或者引導新型儲能的發(fā)展。

比如《山西正備用輔助服務市場交易實施細則》于5月10日發(fā)布，試行期兩年。正備用容量主要是為保障用戶可靠供電的電網(wǎng)安全最小正備用容量，滿足新能源跨日大幅波動及預測偏差、省間需求或保供要求引起的備用需求；浙江省于2023年開展第三方獨立主體參與電力輔助服務結(jié)算試運行工作。

另外根據(jù)國家能源局最新反饋，除抽水蓄能外的其他新型儲能項目暫未納入電力業(yè)務許可管理，暫不需要取得電力業(yè)務許可證。那么從某種意義上來說，儲能入局門檻仍舊相對較低。

在政策對儲能的鼓勵和市場對儲能的需求雙方面來看，儲能將加速進入 “寬進嚴出”的階段。

伴隨儲能要承擔起大規(guī)模新能源接入電網(wǎng)的調(diào)節(jié)，實現(xiàn)新能源電力上網(wǎng)、保持電網(wǎng)高效安全運行和電力供需平衡。

那么，儲能電站的運營周期必然大大長于新能源汽車，這也對電池循環(huán)次數(shù)、系統(tǒng)的效率、系統(tǒng)安全性的要求會更高。

目前對于儲能循環(huán)壽命的測算大多是理論層面的，并不嚴謹；儲能安全仍是刺激儲能安身立命的關(guān)鍵；而如何實現(xiàn)儲能的高經(jīng)濟性，仍是儲能領域的核心命題。

原標題：“22小時持續(xù)負電價”對儲能影響幾何？