近日，山東省發(fā)改委發(fā)布新公告，對市場發(fā)電側(cè)售電申報設置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.30元，下限為每千瓦時-0.08元；對市場電能量出清設置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.5元，下限為每千瓦時-0.10元。

這其實不是山東第一次出現(xiàn)負電價！

2022年12月，山東發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價格就已經(jīng)出現(xiàn)-8分/度的出清電價，也就是說發(fā)電廠每上網(wǎng)一度電，不僅不能得到電費，還要付費給用電客戶。未來山東電力市場出現(xiàn)負電價或?qū)⒊蔀椤俺B(tài)”，幾乎是一種極端的方式來促進電力市場消費。

(相關資料圖)

電太多了

發(fā)電上網(wǎng)還要倒貼錢，明顯是不鼓勵發(fā)電！

確實，負價格表明了該時間段電力供應過于充沛，遠遠超出用電負荷，即便上網(wǎng)也無法消耗。由于電費都是與電網(wǎng)結(jié)算的，電網(wǎng)購進的電如果不能被消納掉，這部分在電網(wǎng)中空耗的電就需要電網(wǎng)來買單。電網(wǎng)顯然不想當這個冤大頭！

因此，可以說所有的棄風、棄光、棄水、棄火都是發(fā)生在電網(wǎng)側(cè)。一方面電網(wǎng)需要穩(wěn)定的電力來源（如火電、水電、核電）來保證整個電網(wǎng)的穩(wěn)定，另一方面電網(wǎng)又背負著新能源消納的指標，希望購進更低成本的新能源發(fā)電來降本增效。

但新能源出力的不穩(wěn)定性又影響了電力供應的穩(wěn)定性，而有些地區(qū)如山東，新能源發(fā)電實在太多，在某些時段就嚴重過剩了。再加上光伏、風電等新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性，遇到某個時段發(fā)電量突然大增，市場上就會出現(xiàn)短時間內(nèi)供大于求的狀況。

早在2018年初，山東省便發(fā)布公告，表示除夕至初六期間光伏電站停運調(diào)峰。臘月二十三至臘月二十九、正月初七至正月十五期間，按照“先棄風后棄光”的原則通知各地調(diào)光伏電站停運調(diào)峰。

此后的春節(jié)期間山東繼續(xù)對分布式光伏停運調(diào)峰，2021年山東省直接發(fā)布限電公告，表示按照"先集中式、后分布式"、"先非戶用、后戶用"和"公平、公正、公開"的原則，合理安排新能源電力參與調(diào)峰。

到2022年，新能源已經(jīng)不僅被要求在春節(jié)期間參與調(diào)峰了，山東作為中國最大的分布式光伏發(fā)電地區(qū)，已經(jīng)頒布政策規(guī)定，新能源發(fā)電必須有10%的電量參與現(xiàn)貨市場。在山東電力現(xiàn)貨市場中，發(fā)電側(cè)在中午調(diào)整成谷段電價而實行負電價，因此山東也就成為全國最早出現(xiàn)光伏上網(wǎng)“負電價”的地區(qū)。

負電價，不賣行嗎？

既然每上網(wǎng)一度電，發(fā)電廠還要倒貼0.08–0.10元，那發(fā)電廠不并網(wǎng)，不賣電，行嗎？

眾所周知，“電”作為一種特殊的商品，需要即產(chǎn)即銷，很難儲存。如果發(fā)電企業(yè)可以預見到某個時間段是需求低谷，當然可以提前布局減少甚至停止發(fā)電。但在實際運營中，這個難度是相當大的。

對于火電、核電系統(tǒng)來說，在峰谷對應的短時間內(nèi)啟停，運營成本非常高；對于水電來說，一般都遠在千里之外，調(diào)節(jié)發(fā)電量會牽涉到整個電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)節(jié)；對于風電和光伏來說，只要把并網(wǎng)點斷開就行，但此時的“低谷”不僅是新能源最大的出力時間，斷網(wǎng)后風、光資源仍在，只是白白地浪費掉而已。

浪費掉，也比“負”電價要強嗎？這又涉及到市場化交易機制問題和并網(wǎng)接入問題。

電力市場往往采取競價上網(wǎng)的機制，不同電力之間需要相互競爭，報價低的擁有優(yōu)先交易權。在用電低谷時，如果你的報價不夠低，沒有被市場選擇，就需要花更大的代價去處理溢出的電力，所以，面對競爭壓力，負電價成了一種“舍小錢保大錢”的必然。

此外，在用電低谷時不接入，過了用電低谷又突然被接入，對于電網(wǎng)來說就會出現(xiàn)時斷時續(xù)的上網(wǎng)沖擊，新能源的不穩(wěn)定本身對電網(wǎng)就是考驗，人為的沖擊更降低了新能源的競爭力。對于新能源來說，既然已經(jīng)規(guī)定必須有10%的電量參與現(xiàn)貨市場，也就只能接受負電價了。

根據(jù)山東省電力交易中心數(shù)據(jù)，自2022年2月初到2023年1月底，在光伏項目發(fā)電量高峰時段，發(fā)電側(cè)售電價格出現(xiàn)了176次的負電價，其中135次為-0.08元/kWh的“地板價”。

這也側(cè)面反映出山東省不斷增長的屋頂太陽能發(fā)電能力已經(jīng)影響到了傳統(tǒng)電網(wǎng)的發(fā)展。

總而言之，不賣還真的不行！

負電價，穩(wěn)定電網(wǎng)

負電價對發(fā)電側(cè)的影響是很小的，那負電價的意義是什么呢？有分析認為，負電價有助于穩(wěn)定電網(wǎng)。

負電價對電網(wǎng)的穩(wěn)定首先表現(xiàn)在對用電時段的調(diào)節(jié)上。負電價無法左右發(fā)電的“開關”，但卻可以通過電價來引導用戶選擇不同的時段進行用電。與負電價同時出現(xiàn)的，還有高電價時段，針對高電價和負電價的不同時間段，非連續(xù)性用電的用戶，可以重新規(guī)劃用電時段和耗能需求，仔細了解并調(diào)整生產(chǎn)工藝的耗能，節(jié)約用電成本。

負電價對電網(wǎng)的穩(wěn)定還表現(xiàn)在對儲能的激勵上。負電價讓電價的峰值和谷值價差更大，對于靠價差來實現(xiàn)收益的儲能來說，能否實現(xiàn)盈虧平衡尚有待確認，但拉大價差對于儲能無疑是重大的利好。多級價差，多個“峰、谷交替”也讓儲能更容易實現(xiàn)一天內(nèi)多次重放，投資回收期大大縮短，光伏+儲能項目在負電價時間段購電，還免去輸配電費，形成了更大的賺錢空間。

而對于電網(wǎng)來說，其最終的目的是賺過網(wǎng)費，不是為了賺電價差價。電網(wǎng)建設時也能減少調(diào)節(jié)負擔，少配置與之相關的輸變電資產(chǎn)，最終可以降低成本進而降低輸、配電價。

負電價，或成常態(tài)

多級電價、峰谷交替，已經(jīng)成為新電改后的普遍現(xiàn)象。隨著風電、光伏建設的加快，未來新能源面臨的負電價只會越來越多。

誠然負電價的出現(xiàn)對于新能源發(fā)電企業(yè)并不“友好”，在光伏出力最佳的中午卻是用電低谷；在風電出力最佳的夜間也是用電低谷。電價逐步走低，對于風電、光伏電站收益率將是巨大考驗，收益模型面臨改變。但從另一個角度來看，參與電力現(xiàn)貨交易、負電價的出現(xiàn)，也說明了風電、光伏的發(fā)電成本已經(jīng)大大降低，比傳統(tǒng)能源更有競爭力。

由于近期硅料剛剛經(jīng)歷反彈，坩堝、輔材缺貨又阻止了硅片/電池片的降價，行業(yè)對突然爆料出的“負電價”還心有余悸。但2023年的光伏度電成本還會隨著硅料降價、輔材降價等因素進一步降低，隨著光伏裝機量增加，光伏發(fā)電參與現(xiàn)貨交易，與傳統(tǒng)能源競爭是遲早的事情。

不參與競價上網(wǎng)，不面對負電價，硅料降本后浮現(xiàn)的利潤空間難道留給組件廠、開發(fā)商嗎？山東的“負電價”，只是提前打了一支“疫苗”而已。

（圖片來源：veer圖庫）

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